Меню

Капитальный ремонт скважин для пхг

Капитальный ремонт скважин

Капитальный ремонт скважин – комплекс работ, связанный с восстановлением ее работоспособности

Капитальный ремонт скважин (Workover)- повторное проникновение в законченную скважину для проведения очистных и восстановительных работ.

Комплекс работ КРС включает восстановление работоспособности эксплуатационных колонн, цементного кольца, призабойной зоны пласта, ликвидация аварий, спуск и подъем оборудования для раздельной эксплуатации и закачки.

Это последовательность работ, направленных на восстановление цементного кольца, обсадочных колон, призабойной зоны.

В зависимости от объема работ, их характера и степени сложности капитальные ремонты подразделяются на 2 категории сложности:

Ремонты при глубине скважины до 1500 метров

Ремонты в скважинах свыше 1500 метров

Ко 2 й категории также относят независимо от глубины скважины, все виды наиболее сложных и трудоемких работ, связанных с ликвидацией аварий и осложнений, исправлением смятий или заменой участков поврежденных обсадных колонн, проведением гидроразрыва пласта; работы в скважинах с сильными нефтегазопрявлениями; ремонты в наклонно-направленных скважинах; все виды ремонтно-изоляционных работ; все необходимые технологические неоднократные цементные заливки.

Единицей ремонтных работ является скважино-ремонт.

Это комплекс подготовительных, основных и заключительных работ, выполняемых на скважине от ее приема в ремонт до ввода в эксплуатацию.

Необходимость проведения работ по КРС основывается факторами:

Требованиями технологии рациональной разработки месторождения, залежи, пласта.

Возможностью получения дополнительной нефти при улучшении технико-экономических показателей.

Несоответствием конструкции скважины условиям эксплуатации и разработки месторождения.

Несоответствием дебета нефти, содержанием воды в продукции скважины и их изменений параметрам продуктивного пласта в нефтяных добывающих скважинах; приемистости, давления нагнетания в водонагнетаемых скважинах.

Возможностью повышения продуктивности скважин за счет увеличения проницаемости пласта в призабойной зоне.

Возникновением аварийных ситуаций, связанных со скважинным оборудованием, исследовательской аппаратурой и приборами.

Подготовка скважин к капитальному ремонту включает глушение скважину и закрытие устья.

Источник

Капитальный ремонт скважин для пхг

ГОСТ P 53239-2008

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ХРАНИЛИЩА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ ПОДЗЕМНЫЕ

Правила мониторинга при создании и эксплуатации

Underground storages of hydrocarbons. Monitoring rules for construction and operation

Дата введения 2010-01-01

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. N 184-ФЗ «О техническом регулировании», а правила применения национальных стандартов Российской Федерации — ГОСТ Р 1.0-2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Основные положения»

Сведения о стандарте

1 РАЗРАБОТАН Научно-исследовательским и проектным институтом мониторинга природных ресурсов Российской академии естественных наук с участием специалистов ООО «Подземгазпром»

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 431 «Геологическое изучение, использование и охрана недр»

4 Настоящий стандарт разработан с целью реализации Закона Российской Федерации от 21 февраля 1992 г. N 2395-1 «О недрах» в части полноты геологического изучения, рационального использования и охраны недр, безопасного ведения работ, связанных с пользованием недр

5 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодно издаваемом информационном указателе «Национальные стандарты», а текст изменений и поправок — в ежемесячно издаваемых информационных указателях «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячно издаваемом информационном указателе «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет

1 Область применения

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт устанавливает правила проведения мониторинга при создании и эксплуатации подземных хранилищ природных газов. Настоящий стандарт устанавливает виды, объемы, стадии и порядок выполнения промысловых технологических (ТИ), геофизических (ГИС) и гидродинамических (ГДИС) исследований скважин в подземных хранилищах в целях решения задач государственного мониторинга состояния недр Российской Федерации [1].

1.2 Настоящий стандарт могут использовать федеральные органы исполнительной власти, осуществляющие:

— управление государственным фондом недр Российской Федерации;

— государственную экспертизу и учет запасов полезных ископаемых;

— государственный геологический контроль и надзор за геологическим изучением, использованием и охраной недр;

— государственный надзор за безопасным ведением работ, связанных с пользованием недрами;

— лицензирование пользования недрами.

1.3 Настоящий стандарт должны использовать:

— пользователи недр, создающие и эксплуатирующие подземные хранилища природного газа (ПХГ);

— субъекты хозяйственной деятельности, выполняющие исследования в рамках мониторинга подземных хранилищ;

— инновационные организации, создающие новые методы, технику и технологии ТИ, ГИС и ГДИС;

— проектные организации, разрабатывающие проектно-технологическую документацию для геологического изучения и использования недр.

2 Термины и определения

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

2.1 геофизические исследования в скважинах; ГИС: Исследования в скважинах различных по природе естественных или искусственных физических полей, определение пространственного положения и геометрического сечения стволов необсаженных скважин, исследования технического состояния конструктивных элементов скважины.

2.2 ГИС-техконтроль: контроль технического состояния скважин геофизическими методами.

2.3 геофизические работы в скважинах: Технологические операции по обеспечению строительства и ремонта скважин, выполняемые с использованием технологий геофизических исследований.

2.4 геофизические исследования и работы в скважинах; ГИРС: Исследования и работы в скважинах, объединяющие понятия 2.1-2.3.

2.5 геолого-технологические исследования скважин; ГТИ: Комплексные исследования содержания, состава и свойств пластовых флюидов и горных пород в циркулирующей промывочной жидкости, характеристик и параметров технологических процессов на различных этапах строительства скважин с привязкой результатов исследований ко времени контролируемого технологического процесса и к разрезу исследуемой скважины.

2.6 геохимические исследования скважин: Метод исследований, включающий определение содержания свободных и воднорастворенных газов и солевого состава пластовых вод, горизонтов, вскрываемых скважиной.

2.7 гидродинамические исследования скважин; ГДИС: Устьевые и глубинные непрерывные или дискретные измерения во времени давления, расхода и температуры, характеризующие целенаправленные изменения режимов работы скважины или пласта (циклы работы).

2.8 мониторинг: Специально организованное систематическое наблюдение за состоянием объектов, явлений, процессов с целью их оценки, контроля и (или) прогноза.

2.9 мониторинг окружающей среды (экологический мониторинг): Комплексная система наблюдений, оценки и прогноза изменений состояния окружающей среды под воздействием природных и антропогенных факторов.

2.10 площадные геохимические исследования (газовая съемка): Метод исследований, включающий определение в подпочвенном слое (в отдельных случаях до глубины нескольких метров), а также в поверхностных водотоках состава и содержания углеводородных и неуглеводородных газов.

3 Сокращения

В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

АК — акустический каротаж;

АКЦ — акустическая цементометрия;

АСУ ТП — автоматизированная система управления технологическими процессами;

ВАД — волновая акустическая дефектоскопия;

Вл — влагометрия;

ВЧТ — высокочувствительная термометрия;

ГВК — газоводяной контакт;

ГГК — гамма-гамма-каротаж;

ГК — гамма-каротаж интегральный;

ГРП — газораспределительный пункт;

ГСП — газосборный пункт;

ИНГК — импульсный нейтронный гамма-каротаж;

ИНГК-С — импульсный нейтронный гамма-каротаж спектрометрический;

ИННК — импульсный нейтрон-нейтронный каротаж;

КРС — капитальный ремонт скважин;

ЛМ — локация муфт колонн;

ЛПО — локация перфорационных отверстий;

МИД — магнито-импульсная дефектоскопия;

МКВ — микрокавернометрия;

НГК — нейтронный гамма-каротаж;

НК — нейтронный каротаж;

НКТ — насосно-компрессорные трубы;

ПРГ — пункт (площадка) редуцирования газа;

ПТС — профилеметрия трубная скважинная;

ПХГ — подземные хранилища газа;

СПХГ — станция подземного хранения газа;

CAT — скважинный акустический телевизор;

Т — термометрия;

ТИ — технологические исследования скважин;

ЭМДС — электромагнитная дефектоскопия.

4 Общие положения

4.1 Основным и наиболее сложным технологическим объектом подземного хранилища природного газа в пористом пласте является образованная в недрах искусственная газовая залежь, которая может быть отнесена к типу газогидродинамических систем, требующих контроля и наблюдений за происходящими процессами.

4.2 Искусственная газовая залежь создается и эксплуатируется в пористой среде, представленной:

— водоносным пластом, ранее не содержавшим углеводородов;

— выработанной залежью истощенного газового или газоконденсатного месторождения;

— газовой шапкой или выработанной частью нефтяного месторождения;

— полостью в соляных отложениях.

4.3 Образованию искусственной газовой залежи предшествуют геолого-промысловые и разведочные работы, связанные с бурением на площади сооружаемого газохранилища скважин:

— структурно-поисковых;

— разведочных;

— наблюдательных и пьезометрических;

— эксплуатационных, отдельных нагнетательных;

— геофизических;

— поглотительных;

— разгрузочных.

4.4 Основными причинами, представляющими потенциальную опасность и вызывающими осложнения при создании и эксплуатации искусственной газовой залежи, являются:

а) геологические — плохие экранирующие свойства покрышки, негерметичные тектонические нарушения, наличие литологических окон, уход газа за замок ловушки и т.д.;

Читайте также:  Кто должен оплачивать капитальный ремонт жилого помещения

б) технологические — осложнения вследствие неэффективной эксплуатации хранилищ;

в) технические — негерметичность заколонного пространства скважин, муфтовых соединений эксплуатационных и технических колонн и устьевого оборудования.

Основные виды контроля и наблюдений выполняются по скважинам различного технологического назначения по:

— объекту хранения газа;

— контрольным водоносным горизонтам, залегающим выше и ниже объекта хранения;

— питьевым водоносным горизонтам;

— дневной поверхности в границах горного отвода ПХГ.

4.5 На создаваемых и действующих объектах в соответствии с правилами [2] предусматривается выполнение комплекса стандартных и специальных измерений и исследований, основной целью которых является контроль за соответствием фактических технологических параметров эксплуатации искусственной газовой залежи проектным, а также за герметичностью перекрывающих пласт-коллектор отложений и заколонного пространства скважин.

Контрольные измерения и исследования выполняет геологическая и оперативно-производственная служба СПХГ, а также специализированные организации на подрядных началах.

4.6 Стандартный комплекс контрольных измерений должен выполняться в соответствии с настоящим стандартом и другими нормативными документами.

4.7 Специальный комплекс измерений и исследований по каждому конкретному объекту составляет специализированная организация при участии специалистов, осуществляющих авторский надзор на основе соответствующего раздела утвержденной технологической схемы по контролю и наблюдениям в процессе создания и эксплуатации газохранилища.

4.8 Отдельные виды специальных исследований, не предусмотренные настоящим стандартом, могут выполняться с целью установления эффективности дополнительных мероприятий технологического характера, связанных с предотвращением негативных процессов, которые могут возникнуть в ходе эксплуатации газохранилища.

4.9 Установленные стандартными и специальными исследованиями изменения условий эксплуатации искусственной газовой залежи в части газонасыщения порового объема с образованием изолированных зон, нарушения герметичности, возникновения межпластовых перетоков и т.п. должны сопровождаться корректировкой основных технологических показателей газохранилища.

4.10 Подземные хранилища природного газа в пористой среде являются сложными системами, поведение которых зависит от воздействия различных внешних и внутренних факторов. Такие системы требуют постоянного контроля за поведением искусственной залежи, состоянием покрышки и заколонного пространства скважин, а также за горизонтальным и вертикальным перемещениями флюидов при возникновении перепадов давления.

4.11 Целью мониторинга является получение оптимального объема промыслово-геологической, гидродинамической и геофизической информации для оценки, прогноза и управления геологической средой объекта исследования, проводимой по заранее намеченной программе для сохранения оптимальных экологических условий в пределах рассматриваемой природной системы.

4.12 В настоящем стандарте излагаются основные требования к контролю состояния окружающей среды при создании и эксплуатации ПХГ, контролю техногенного воздействия на окружающую среду (в том числе на горные породы, поверхностные и приповерхностные воды, подземные пластовые воды, атмосферу) и предотвращению загрязнения наземных объектов и подземных гидрогеологических комплексов.

4.13 При создании и эксплуатации ПХГ наиболее эффективным является комплексное применение геолого-геофизических, промысловых, гидрохимических и гидродинамических исследований.

4.14 Результатами мониторинга геологической среды является возможность оценивать геоэкологическую безопасность эксплуатации ПХГ в реальном времени и принимать необходимые решения по оптимальному управлению ПХГ.

4.15 Подробная методика проведения различных исследований должна регламентироваться стандартами, сводами правил и другими нормативными документами.

5 Критерии состояния геологической среды

5.1 При создании и эксплуатации хранилища техногенному влиянию подвергают значительные по мощности надпродуктивные толщи пород: покрышки, контрольные горизонты, пласты питьевых вод и крепь эксплуатационных и наблюдательных скважин. Критерии определения воздействия на элементы геологической среды при создании и эксплуатации ПХГ включают:

а) воздействие на горные породы:

1) изменение деформационно-прочностных характеристик пластов и покрышек,

2) изменение напряженного состояния пород,

3) изменение емкостно-фильтрационных свойств коллекторов,

4) изменение герметичности покрышек;

б) воздействие на пластовые воды:

1) изменение химического состава,

2) изменение режима,

3) изменение газонасыщенности и состава газа;

в) воздействие на пластовые воды питьевых горизонтов:

1) содержание углеводородов,

2) содержание метанола (с учетом возможной его генерации из метана метаноокисляющими бактериями),

3) содержание в воде токсических веществ,

5.2 Для оценки воздействия ПХГ по приведенным критериям необходимо проводить:

— контроль непосредственно за источником воздействия (за эксплуатируемыми пластами-коллекторами);

— дефектоскопию обсадных колонн, забойного оборудования и цементного камня;

— контроль в зоне воздействия ПХГ.

5.3 Промысловый мониторинг должен обеспечить контроль за ГВК, газонасыщенностью коллектора, запасами газа, герметичностью покрышки, скважин.

5.4 Мониторинг в зоне воздействия ПХГ должен включать контроль и наблюдение за водоносными горизонтами, залегающими выше эксплуатируемого пласта-коллектора, а также газогидрохимические исследования подземных вод и газовую съемку.

6 Контроль герметичности хранилища в пределах горного отвода

6.1 В процессе разведки должна быть проведена детализация геологического разреза с выделением всех проницаемых и непроницаемых комплексов, должны быть определены зоны замещения и предельные границы газонасыщения.

6.2 Контроль за возможным газопроявлением в вышележащих контрольных горизонтах осуществляют комплексом наземных методов и измерениями по контрольным скважинам, специально пробуренным на проницаемые объекты.

Наземные методы включают различные модификации газовой съемки, сейсморазведки, электроразведки, газогеохимических и гидрогеохимических исследований.

Измерения по контрольным скважинам включают измерение напора пластовых вод, давления среды, а также растворимости природных газов в водах, плотности и химического состава пластовых вод. Гидрогеохимические исследования выполняют по фонду наблюдательных и пьезометрических скважин 2 раза в год, месяц спустя после завершения закачки газа и в нейтральный период после отбора.

Подпочвенную газовую съемку выполняют не реже 1-го раза в 3 года. В случае выявления негерметичности хранилища подпочвенную газовую съемку выполняют ежегодно при максимальном пластовом давлении в хранилище.

При наличии разбаланса газа, выявлении межколонных проявлений, негерметичности выполняют комплексные исследовательские работы на территории горного отвода, включающие сейсморазведку, сейсмотомографию, электроразведку, подпочвенную газовую съемку, геофизические исследования фонда скважин.

6.3 При наличии над основным объектом хранения нескольких проницаемых горизонтов контроль осуществляют по каждому горизонту в отдельности.

6.4 Контрольные скважины располагают в сводовой части структуры. В случае возможного поступления газа в контрольные горизонты в различных зонах хранилища предусматривается сооружение нескольких скважин на контрольный горизонт.

6.5 Если в контрольном горизонте отмечено наличие переточного газа, то должна быть сооружена система наблюдательных скважин, контролирующих распространение газа по горизонту.

6.6 Количество наблюдательных скважин обосновывается в технологической схеме создания и эксплуатации газохранилища. В ней должны быть указаны:

— количество контрольных горизонтов;

— местоположение контрольных скважин по горизонтам;

— требования к контролю (частота и регулярность измерений уровней и давлений, отбора проб и проведения их анализов);

— требования к геофизическим методам контроля.

6.7 Контрольные скважины с периодичностью не менее 1-го раза в 2 года следует проверять на степень сообщаемости скважин с пластом и оформлять соответствующим протоколом.

6.8 При создании ПХГ до начала закачки газа в контрольных скважинах должны быть проведены фоновые измерения уровней (давления) и химического состава пластовых вод для определения реагирования контрольных горизонтов на изменение давления в объекте хранения или появление газа в контрольном горизонте.

6.9 При устойчивых геофизических показаниях повышенных значений газонасыщенности в верхних отложениях осуществляют следующие мероприятия:

— проводят геофизические исследования газонасыщений в окружающих скважинах;

— скважину останавливают и ствол ее заполняют жидкостью, после стабилизации температуры проводят глубинную термометрию скважины.

Порядок проведения геофизических работ по выявлению путей миграции газа определяется специальной программой.

При выявлении аномалии в термометрических исследованиях в интервале между пластом-коллектором и пластом, в котором по геофизическим данным выявлено газонасыщение, проводят работы по ликвидации утечек газа по этой скважине.

Если по геофизическим данным наблюдается рост зоны газонасыщения по соседним скважинам, на этот пласт сооружается специальная контрольная скважина.

6.10 Частота и объем геофизических исследований по контролю за герметичностью хранилища определяются геологической службой СПХГ по согласованию с организацией, осуществляющей авторский надзор, но не менее 2-х раз в год.

6.11 Частоту измерений уровней (давлений), отбор и анализ проб воды и газа также определяет геологическая служба по согласованию с организацией, осуществляющей авторский надзор, но не менее 2-х раз в год.

6.12 По каждой контрольной скважине по данным измерений ежегодно строят график изменения во времени уровней (давления). По графику организация, осуществляющая авторский надзор, представляет заключение:

— о качестве полученной информации;

Читайте также:  Фонд капитального ремонта томской области оплатить

— о возможных причинах реагирования скважины и характера связи контрольного горизонта с пластом-коллектором;

— о рекомендуемых мероприятиях по повышению степени герметичности хранилища и мероприятиях по улучшению качества информации.

6.13 На стадии проектирования ПХГ для установления геологической герметичности покрышки над объектом хранения при создании ПХГ в пористых водоносных пластах, не содержавших ранее углеводородов, необходимо проведение специальных гидродинамических исследований контрольных горизонтов.

6.14. Мониторинг насыщенности пласта коллектора (объекта хранения), контрольных горизонтов выполняется на основе постоянно действующей геолого-технологической модели ПХГ.

7 Контроль за верхними водоносными горизонтами

7.1 При разведке новых водоносных структур для подземного хранения газа разведочной организацией должны быть проведены работы по выявлению особенностей геологического строения верхних приповерхностных отложений, в которые возможно поступление газа.

При сооружении новых подземных хранилищ в истощенных газовых и нефтяных месторождениях такая работа должна быть проведена на стадии их создания.

7.2 При исследовании верхних приповерхностных отложений должны быть установлены:

— характер сочленения верхних приповерхностных отложений с основными осадочными породами;

— поперечный и продольный профили по приповерхностным отложениям в пределах горного отвода;

— характер залегания приповерхностных отложений;

— местоположение контрольных скважин различных категорий;

— характер водо- и газонасыщения пород, включая сезонные изменения;

— химизм пластовых вод и газов.

7.3 Контрольные скважины на приповерхностных отложениях размещают по следующей схеме:

— скважины, расположенные в местах, где возможно поступление газа в приповерхностные отложения;

— скважины, расположенные в «опасных» местах вблизи населенных пунктов;

— скважины, расположенные на пути между возможными источниками поступления газа и «опасными» местами.

При появлении газа в скважинах этой категории должны быть устранены причины появления газа, приняты меры по дегазации и по изменению технологии эксплуатации хранилища.

7.4 Гидрогазохимическое обследование скважин на приповерхностных горизонтах должно проводиться не реже 1-го раза в год в летний период.

7.5 Контрольные и наблюдательные скважины на приповерхностных отложениях должны быть оборудованы фонтанной арматурой, обеспечивающей подключение регистрирующей аппаратуры для газа и возможной разгрузки газа в случае его появления.

7.6 При создании хранилища должны быть проведены газохимические и геохимические исследования по определению фоновых данных (состав растворенного газа, в т.ч. изотопный состав углеводородов; состав грунтовых вод и их уровень). Не реже 1-го раза в 5 лет проводят комплексные исследования с целью определения изменения фоновых показателей. При расширении хранилища и увеличении площади горного отвода фоновые газогеохимические измерения выполняют до начала расширения контура ГВК.

8 Контроль технологических процессов, происходящих в искусственной газовой залежи

8.1 По каждому объекту эксплуатации ведется учет закачиваемого и отбираемого газа. Определяют общее количество газа в пластах на конец сезона закачки и сезона отбора с указанием количества активного и буферного газа и газа, оставшегося от разработки месторождения.

8.2 Оперативный учет закачиваемого и отбираемого газа осуществляют ежесуточно по каждой эксплуатационной скважине. Методика определения расхода газа должна быть согласована с организацией, осуществляющей авторский надзор.

Учет ведется по каждой скважине, по каждому объекту эксплуатации, включая вторичные техногенные скопления (залежи), и по хранилищу в целом.

8.3 Учет количества извлекаемых на поверхность пластовых и конденсационных вод, а также нефте(конденсат)содержащей смеси осуществляют по каждому объекту хранения и по хранилищу в целом. В газохранилищах с нефтяной оторочкой ведется учет добытой нефти.

Регламент контроля за выносом воды (водным фактором) по скважинам устанавливается в зависимости от системы сбора и подготовки газа и уровня их автоматизации. Как правило, схема должна обеспечивать измерение жидкости по каждой скважине путем периодических измерений не реже 1-го раза в 10 дней.

8.4 Измерение пластового давления осуществляют:

— 1 раз в 10 дней по выбранным скважинам, характеризующим темп изменения давления в зоне расположения скважин, и по скважинам, характеризующим изменение давления в периферийных и других участках пласта, для определения средневзвешенного давления в залежи;

— в периоды максимальной закачки и отбора рекомендуется строить карту изобар в газовой зоне.

8.5 Определение пластового давления в законтурной области осуществляют путем измерений в наблюдательных скважинах глубинными манометрами и пересчетом по уровню столба жидкости. По результатам измерений строятся карты приведенных изобар (или депрессий), по которым с учетом данных геофизических исследований определяют положение контура ГВК.

Измерения проводят:

— при создании хранилища по мере необходимости, в зависимости от геологического строения, литологической неоднородности пласта и подвижности пластовых вод, но не реже 2-х раз в сезон;

— при циклической эксплуатации по одному разу не реже 1-го раза в течение сезона закачки и отбора газа (в начале или конце сезона).

8.6 Внешняя граница зоны газоносности (контур ГВК) в хранилище должна быть выделена наблюдательными, пьезометрическими скважинами, обеспечивающими также возможность проведения промыслово-геофизических работ.

Количество их определяют технологической схемой и другими документами, но должно быть не менее 4-5 скважин.

В газовой зоне бурят геофизические скважины в необходимом количестве, равномерно охватывающем площадь.

8.7 Геофизические исследования проводят по наблюдательным, геофизическим и эксплуатационным скважинам с целью определения газонасыщенной мощности и коэффициента газонасыщения в соответствии с технологической схемой создания и эксплуатации ПХГ не менее 2-х раз в сезон закачки и 1-го раза в сезон отбора и включают методы ГК+НГК или ГК+ИНГК (ИННК).

8.8 Ежегодно должно проводиться освидетельствование наблюдательных скважин с целью определения их связи с пластом.

8.9 С целью определения энергетических и эксплуатационных характеристик пласта и скважин не реже 1-го раза в 2 года в период отбора, не реже 1-го раза в 3 года в период закачки проводят газодинамические исследования эксплуатационных скважин, включающие снятие профиля притока (приемистости), диагностику фильтра, измерение давления и температуры в пределах хранилища.

При соответствующем обустройстве ГСП и возможности проведения качественных режимных испытаний скважин в газопровод они проводятся 2-3 раза за сезон отбора.

8.10 Данные измерений по контролю за состоянием пласта и динамикой эксплуатации фиксируют в специальных журналах и на графиках зависимости от объема газа в хранилище и времени. Комплексный их анализ приводят в ежегодных геологических отчетах и заключениях по авторскому надзору.

8.11 В зонах, представляющих наибольшую опасность с точки зрения продвижения газа, из наблюдательных скважин в конце периода закачки следует отбирать пробу воды для проведения химического анализа растворенного газа и минеральных солей. Перед отбором пробы столб воды в скважине должен быть заменен на пластовую воду, для чего из скважины должна быть отобрана жидкость в объеме не менее одного объема ствола скважины.

8.12 По каждому объекту эксплуатации не реже 1-го раза в год осуществляют расчет материального баланса газа в хранилище, в котором определяют общее количество газа в хранилище, соответствие между фактическим количеством газа в хранилище и расчетным (по балансу закачки и отбора), оценивают количество растворенного в пласте газа, мигрировавшего за пределы ловушки, разрабатывают предложения и технические решения, не допускающие миграцию газа за пределы ловушки.

Результаты расчетов носят качественный технологический характер.

8.13 По каждому объекту эксплуатации составляют математическую модель работы пласта, на основании этой модели на предстоящие сезоны закачки и отбора составляют прогнозные расчеты поведения хранилища (изменение дебитов, давлений, перемещение границы раздела газ-вода, изменение газонасыщенного объема, изменение газоводяного фактора, изменение действующего фонда скважин). После окончания сезона закачки и отбора проводят сопоставление фактических и расчетных показателей, оценивают степень соответствия, выявляют причины несоответствия и дают рекомендации по улучшению эффективности работы хранилища и качества математической модели.

8.14 С периодичностью не менее чем 1 раз в месяц определяют товарные качества закачиваемого и отбираемого газа, в т.ч. физико-химический анализ, калорийность.

8.15 По каждой скважине составляют математическую модель для расчета потерь давления и изменения температуры вдоль технологической цепочки «пласт-забой-устье-вход в шлейф-блок входных ниток-газосборный пункт».

Измерение и сопоставление фактических параметров с расчетными параметрами проводят не реже 1-го раза в месяц для внесения соответствующих изменений в режим работы скважин.

8.16 Виды и объем геофизических исследований по контролю за распространением газа по площади и разрезу и техническим состоянием скважин определяет производственная организация, осуществляющая эксплуатацию ПХГ, и согласует организация, осуществляющая авторский контроль.

Читайте также:  Черняховского 11 капитальный ремонт

8.17 По всем эксплуатационным скважинам с периодичностью не менее 1-го раза в 3 года осуществляют отбивку забоев скважин.

8.18 Комплексное промыслово-геофизическое обследование технического состояния скважин первый раз проводят (в зависимости от группы ПХГ) через 20-30 лет, а повторное — через 5-10 лет, как правило, при ремонте. Результаты обследования оформляют актом.

8.19 Систематически, не реже 1-го раза в месяц, проводят измерение межколонных давлений и дебита газа.

8.20 Перечень работ по контролю за технологическими параметрами и герметичностью газохранилищ при их эксплуатации приведен в таблице 1.

Таблица 1 — Перечень рекомендуемых работ по контролю и наблюдениям за эксплуатацией газохранилищ

Наименование выполняемых работ

1 Контроль за технологическими параметрами

1.1 Измерение и учет газа, количества выносимой воды

Журнал баланса газа

1.2 Измерение давления и температуры на входе и выходе

1.3 Определение точки росы

1.4 Исследования на стационарных режимах

1 раз за цикл, до и после капитального ремонта и мероприятий по интенсификации, при изменении продуктивности

1.5 Измерение дебита, давления на устье скважины на входе в ГСП, температуры на устье и на входе в ГСП, количества выносимой воды и породы

2 раза за цикл закачки и отбора

1.6 Определение товарных качеств газа (физико-химический состав, калорийность)

1.7 Определение гидравлических потерь в элементах системы «пласт-скважина-ГСП»

1.8 Проверка состояния забоя скважин

1.9 Ревизия состояния колонны лифтовых труб

2 Контроль за герметичностью

2.1 Измерение уровня жидкости или давления

2.2 Отбор проб воды на содержание углеводородов

1 раз в сезон закачки

2.3 Определение ГВК геофизическими методами

2 раза в сезон (в нейтральные периоды)

Отчет геологической службы

2.4 Отбор проб воды на химический анализ и содержание углеводородов

2 раза в сезон (в нейтральные периоды)

2.5 Измерение давления в межколонном пространстве скважин

Ежемесячно в сезон закачки

2.6 Комплекс ГИС (Т, ГК, НГК, ИННК)

1 раз в цикл закачки и отбора

Отчет геологической службы

2.7 Измерение межколонного расхода газа при установившемся режиме стравливания

2.8 Снятие кривых восстановления при стравливании давления из межколонного пространства

2.9 Отбор проб газа для определения химического состава

2.10 Геохимическая газовая съемка

1 раз в сезон закачки

Отчет геологической службы

2.11 Специальные гидродинамические исследования для поиска мест перетока

Отчет геологической службы

2.12 Контроль за изменением контура газоносности

2 раза в сезон (в нейтральные периоды)

Отчет геологической службы

Примечание — При необходимости частота проведения работ может быть увеличена.

9 Исследования и контроль технического состояния скважин ПХГ при эксплуатации, капитальном ремонте, технологическом и экологическом мониторинге (ГИС-техконтроль)

9.1 Общие положения

Главной целью ГИС-техконтроля является обеспечение получения оптимального объема геофизической информации о техническом состоянии скважин в целях:

— эффективного управления процессами создания и эксплуатации ПХГ,

— своевременной корректировки технологических и проектных решений путем повышения надежности строительства, эксплуатации, реконструкции и ликвидации скважин;

— обеспечения защиты жизни и здоровья граждан и предотвращения загрязнения наземных объектов и подземных гидрогеологических комплексов;

— своевременного проведения экспертного технического диагностирования скважин ПХГ системными геофизическими исследованиями обязательным и дополнительным комплексами методов.

9.2 Требования к ГИС при контроле технического состояния скважин и технологического оборудования

Эксплуатационная надежность и экологическая безопасность скважин ПХГ в первую очередь определяется техническим состоянием обсадных колонн, технологического оборудования и цементного кольца в заколонном пространстве.

9.2.1 Геофизические исследования технического состояния колонн и технологического оборудования должны обеспечивать:

— контроль диаметров, толщин и целостности обсадных колонн (кондуктора, технических и эксплуатационных колонн), глубины их башмаков и соответствие конструкции скважины проекту;

— контроль степени износа и выявление повреждений обсадных колонн (кондуктора, технических и эксплуатационных колонн), прогнозирование аварийных ситуаций в процессе эксплуатации и капитального ремонта скважины;

— контроль наличия и местоположения элементов технологической оснастки обсадных колонн (центраторов, скребков, турбулизаторов, заколонных пакеров и др.) и соответствие их проекту;

— регистрацию расположения муфт обсадных колонн (в увязке с геологическим разрезом);

— представление фактического паспорта конструктивных элементов обсадных колонн для дела скважины;

— определение глубины прихвата бурового инструмента.

9.2.2 Геофизические исследования надежности затрубной изоляции скважин должны обеспечивать:

— определение высоты подъема цемента за колонной и наличия сцепления цемента с колонной и породой, степени однородности и полноты заполнения цементом затрубного пространства, наличия затрубных каналов, заполненных жидкостью и газом;

— выявление заколонных перетоков флюида.

9.2.3 На этапе завершения строительства скважины геофизические исследования технического и технологического контроля обеспечивают информационную основу (фоновую базу) для паспортизации скважины и последующего мониторинга ее технического состояния:

— получение начальных (фоновых) геофизических характеристик изучаемого объекта (естественной гамма-активности, нейтронных параметров, естественного температурного поля, упругих свойств);

— привязку к разрезу и установку затрубных взрывных пакеров и реперов;

— оценку толщин эксплуатационной колонны и НКТ с точностью не более 0,5 мм и местоположение элементов конструкции скважин с точность 0,5 м;

— отклонение забоя от устья скважины и геометрические характеристики ствола скважины.

9.2.4 При эксплуатации, капитальном и подземном ремонте скважин ГИС должны обеспечивать:

— уточнение фактической конструкции скважины;

— контроль технического состояния обсадной колонны и цементного кольца, выявление негерметичности колонн, цемента, заколонных перетоков для проектирования ремонтных работ;

— определение интервалов поступления воды в скважину;

— контроль технического состояния насосно-компрессорных труб и лифтового оборудования;

— информационное сопровождение ремонтных работ, проведение специальных исследований при различных технологических операциях в процессе ремонта (определение вырезанных участков эксплуатационных колонн, определение качества намывки гравийного фильтра и др.);

— технологические операции по установке разделительных мостов, пробок, вторичному вскрытию и интенсификации притоков;

— контроль и оформление протоколов геолого-технологических мероприятий, проводимых в скважинах (гидроразрывы пластов, обработка и иные воздействия на призабойную зону), оценку их эффективности;

— контроль и оформление записей результатов ремонтных работ для формирования дела скважины.

9.2.5 Комплекс ГИС при консервации и ликвидации скважин должен обеспечивать:

— уточнение фактической конструкции скважины;

— контроль технического состояния обсадной колонны и цементного кольца, выявление негерметичности колонн, цемента, наличия затрубных перетоков.

9.2.6 Вторичное вскрытие пластов перфорацией обсадной колонны (прострелочно-взрывным, сверлящим или другим методом) выполняется после обсадки скважины эксплуатационной колонной и при некоторых видах ремонтных работ.

Геофизическое сопровождение вторичного вскрытия пластов должно обеспечивать:

— контроль за спуском в скважину перфоратора на кабеле;

— привязку интервала перфорации к геологическому разрезу; контроль и регистрацию факта и полноты срабатывания перфоратора;

— определение фактического положения интервала перфорации;

— определение качества вторичного вскрытия пластов.

9.2.7 Комплекс ГИС определяется задачами и техническими условиями эксплуатации и ремонта скважин. Различают общие и специальные исследования технического состояния скважин.

Общие исследования технического состояния скважин включают обязательные и дополнительные исследования.

Обязательные исследования — минимальный набор методов ГИС, обеспечивающих в относительно простых геолого-технических условиях решение установленного минимума технических задач. Обязательные исследования должны быть предусмотрены в проектах на строительство и эксплуатацию каждой скважины ПХГ и подлежат обязательному выполнению в установленные сроки.

Дополнительные исследования предназначены для расширения перечня решаемых задач или дополнения обязательного комплекса методов в тех случаях, когда он оказывается не достаточно эффективным.

Специальные исследования проводят для решения нестандартных задач, они требуют специальной аппаратуры и оборудования, специальной технологии исследований и специальной подготовки скважины для проведения работ. В каждом конкретном случае время, интервалы и комплекс специальных исследований определяются поставленной задачей и геолого-технической ситуацией в скважине. Работы выполняются по программе, подготовленной геологической службой СПХГ заказчика совместно с представителями геофизической организации.

9.3 Комплексы ГИС-техконтроля при строительстве, заканчивании скважин, эксплуатации, капитальном ремонте и мониторинге фонда скважин

9.3.1 Обязательный комплекс ГИС-техконтроля при строительстве скважин (таблица 2) обеспечивает контроль реализации проектных решений по их конструкции, разобщению и вторичному вскрытию пластов-коллекторов и оформлению документов дела скважины. Обязательные исследования комплексом ГИС-техконтроль проводят по всей длине колонны.

Таблица 2 — Комплекс ГИС-техконтроль при строительстве скважин

Источник