РД 39-2-1182-84. Инструкция по оборудованию устьев и стволов опорных, параметрических, поисковых, разведочных, эксплуатационных, наблюдательных, нагнетательных, структурных, структурно-геохимических и специальных скважин при их ликвидации или консервации

(утв. Миннефтепромом СССР 06.09.1984, Мингео СССР 10.09.1984, Мингазпромом СССР 26.09.1984, письмом Госгортехнадзора СССР от 14.11.1984 № 04-20/195)

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ИНСТРУКЦИЯ ПО ОБОРУДОВАНИЮ УСТЬЕВ И СТВОЛОВ ОПОРНЫХ, ПАРАМЕТРИЧЕСКИХ, ПОИСКОВЫХ, РАЗВЕДОЧНЫХ, ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ, НАБЛЮДАТЕЛЬНЫХ, НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ, СТРУКТУРНЫХ, СТРУКТУРНО-ГЕОХИМИЧЕСКИХ И СПЕЦИАЛЬНЫХ СКВАЖИН ПРИ ИХ ЛИКВИДАЦИИ ИЛИ КОНСЕРВАЦИИ

РД 39-2-1182-84

Настоящий документ разработан:

Всесоюзным ордена Трудового Красного Знамени научно-исследовательским институтом буровой техники (ВНИИБТ).

Согласовано:

В Министерстве нефтяной промышленности:

Начальник управления по развитию техники, технологии и организации бурения А.В. Перов.

Заместитель начальника Геологического управления А.А. Новиков.

Заместитель начальника Управления по развитию техники, технологии организации добычи нефти и газа А.М. Галустов.

Заместитель начальника Технического управления Ю.Г. Апанович.

Заместитель начальника Управления охраны труда, военизированных частей и охраны предприятий И.В. Назаров.

В Министерстве газовой промышленности:

Начальник Управления по бурению А.В. Мнацаканов.

Заместитель начальника Управления по бурению газовых и газоконденсатных скважин Ф.Г. Харахашьян.

В Министерстве геологии СССР:

Заместитель начальника Управления глубокого бурения И.В. Гундорцев.

Вводится взамен Инструкции по оборудованию устьев и стволов опорных, параметрических, поисковых, разведочных, эксплуатационных, наблюдательных, нагнетательных и специальных скважин при их ликвидации или консервации № 41/И, утвержденной Госгортехнадзором СССР, Миннефтепромом, Мингазпромом и Мингео СССР 19 июля 1968 г.

Приказом Министерства нефтяной промышленности от 06.12.1984 № 721, Приказом Министерства геологии СССР от 25.01.1985 № 38, срок введения установлен 01.01.85; распоряжением Министерства газовой промышленности от 18.02.1985 № ВТ-246, срок введения установлен с 01.03.85.

Инструкция служит основанием для составления индивидуальных планов проведения изоляционно-ликвидационных работ с обеспечением охраны окружающей среды и недр, согласованных с управлением округа (Госгортехнадзором союзной республики) и, при необходимости, для составления сметной документации, связанной с проведением дополнительных работ.

Требования данной Инструкции распространяются только на скважины, пробуренные на суше, а оборудование устьев и стволов скважин, пробуренных на континентальном шельфе СССР, производится в соответствии с РД 51.29-80, утвержденным распоряжением Мингазпрома от 09.10.80 № ТВ-402 и согласованным с Госгортехнадзором СССР письмом от 02.10.80 № 05-27/464.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Инструкция разработана в соответствии с требованиями «Единых технических правил ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых, газоконденсатных месторождениях» (ЕТП), утвержденных 09.09.1983, «Положения о порядке ликвидации нефтяных, газовых и других скважин и списания затрат на их сооружение», утвержденного Госгортехнадзором 08.02.1983 № 2, и «Положения о порядке временной консервации нефтяных и газовых скважин» утвержденного Советом Министров СССР 27.05.1967 № 479, и изменения к нему, утвержденного Советом Министров СССР 27.05.1971 № 313.

1.2. Индивидуальный план проведения изоляционно-ликвидационных работ по каждой скважине, подлежащей ликвидации и консервации, составляется организацией, на балансе которой находится скважина, согласовывается с местными органами Госгортехнадзора и военизированным отрядом по предупреждению и ликвидации открытых фонтанов и утверждается объединением.

1.3. При наличии межколонных давлений и межпластовых перетоков в скважине должны быть проведены ремонтно-восстановительные работы по отдельным планам до начала проведения изоляционно-ликвидационных работ.

1.4. Осложнения или аварии, возникшие в процессе изоляционно-ликвидационных работ в скважинах, устраняются по дополнительным планам, утвержденным производственным объединением.

1.5. Консервация скважин должна производиться так, чтобы была возможность повторного ввода ее в эксплуатацию или проведения в ней каких-либо ремонтных и других работ.

1.6. Изоляционно-ликвидационные работы в скважинах, содержащих токсичные и агрессивные компоненты, проводятся в соответствии с «Типовым проектом проведения изоляционно-ликвидационных работ в скважинах, содержащих токсичные и агрессивные компоненты» (Приложение).

2. МЕРОПРИЯТИЯ ПРИ ЛИКВИДАЦИИ СКВАЖИН

2.1. Ликвидация скважин без опробования или после опробования пластоиспытателем без спуска эксплуатационной колонны осуществляется следующим образом.

2.1.1. Определяется необходимость установки цементных мостов в необсаженных стволах скважин, ликвидируемых без спуска эксплуатационных колонн, для отдельных районов в зависимости от горно-геологических условий и местоположения скважин при согласовании с органами Госгортехнадзора СССР. Высота каждого цементного моста должна быть равна мощности пласта плюс 20 м выше кровли и ниже подошвы пласта. Над кровлей верхнего пласта цементный мост устанавливается на высоту не менее 50 м.

Цементные мосты устанавливаются в соответствии с «Методикой расчета операций по установке цементных мостов в нефтяных и газовых скважинах» ВНИИКРнефть, 1972. Ствол скважины заполняется буровым раствором с плотностью, позволяющей создать на забое давление в соответствии с п. 8.2 ЕТП, 1983 г.

2.1.2. При отсутствии в разрезе напорных минерализованных или сероводородных вод допускается извлечение промежуточных колонн, при этом в башмаке последней оставшейся в скважине колонны устанавливается цементный мост высотой не менее 50 м.

2.1.3. Устье ликвидируемых скважин, вскрывших углеводороды, агрессивные среды и высоконапорные воды (коэффициент аномальности 1,1 и более) должно быть оборудовано репером, на котором электросваркой делают надпись: номер скважины, наименование месторождения (площади) и организации, пробурившей скважину, а также ставится дата начала и окончания строительства.

Установка репера производится следующим образом:

• при оставленной технической колонне — на трехдюймовой сплюснутой трубе опускается на глубину не менее 2 м деревянная пробка и заливается до устья цементным раствором.

Над устьем скважины устанавливается бетонная тумба размером 1 x 1 x 1 м. Высота репера над бетонной тумбой должна быть не менее 0,5 м;

• при извлеченной технической колонне репер устанавливается в кондукторе или шахтном направлении и также сооружается бетонная тумба размером 1 x 1 x 1 м.

2.1.4. Устья ликвидируемых скважин, размещенных на землях, пригодных для сельскохозяйственного использования и не перечисленных в п. 2.1.3, должны быть углублены не менее чем на 2 м от поверхности земли и оборудованы заглушкой, установленной на кондукторе, на который электросваркой делается надпись номера скважины.

При рекультивации земель устье скважины засыпается, площадка выравнивается и приводится в состояние, пригодное для использования в сельском хозяйстве.

Акт о ликвидации скважины и уточненные координаты размещения устья ликвидированной скважины сдаются в архив на постоянное хранение.

2.2 Ликвидация скважин после опробования при наличии эксплуатационной колонны проводится следующим образом:

2.2.1. Все объекты испытания должны быть изолированы друг от друга в соответствии с пунктом 2.1.1 настоящей Инструкции.

При разобщении объектов испытания с помощью взрывных пакетов или других устройств устанавливать их следует на 2 — 3 м выше интервала перфорации с последующей заливкой на них желонкой цементного раствора высотой не менее 2 м.

2.2.2. Извлечение обсадных колонн разрешается при отсутствии газовых, газоконденсатных и газонефтяных залежей, а также напорных минерализованных пластовых вод, которые могут вызвать перетоки и загрязнение продуктивных пластов.

2.2.3. Последующие работы по оборудованию устья скважины осуществляются в соответствии с пунктом 2.1.3 настоящей Инструкции.

2.3. Ликвидация эксплуатационных скважин при снижении дебита нефти или газа до предела рентабельности из-за истощения или обводнения продуктивного горизонта, а также нагнетательных и наблюдательных скважин, которые в дальнейшем не могут быть использованы для других промышленных целей, в соответствии с пунктом 2.1 и 2.2 настоящей Инструкции.

2.4. Скважины, подлежащие ликвидации по техническим причинам или в результате некачественной проводки и аварий, должны ликвидироваться по специальным планам, согласованным с территориальным управлением округа Госгортехнадзора СССР или Госгортехнадзором союзной республики.

2.5 Ликвидация структурных и структурно-геохимических скважин осуществляется следующим образом:

2.5.1. Ликвидация структурных и структурно-геохимических скважин производится буровыми предприятиями без согласования с организациями Госгортехнадзора.

2.5.2. Разобщающие цементные мосты устанавливаются в интервале залегания продуктивных пластов и высоконапорных минерализованных и слабоминерализованных водоносных горизонтов. Высота мостов в соответствии с п. 2.1.1 настоящей Инструкции. Пресноводные горизонты, начиная с глубины 20 м ниже подошвы самого глубокого горизонта и до устья скважины, изолируются сплошным цементным мостом.

2.5.3. При отсутствии в скважине пресноводных горизонтов ликвидационный мост в устье скважины устанавливается в интервале 0,5 — 5,0 м с последующим тампонажем почвенным слоем или глиной в интервале 0,0 — 0,5 м. Если обсадные колонны не извлечены, то они срезаются на 0,5 м ниже поверхности земли.

2.5.4 Реперы и бетонные тумбы на устье скважины не устанавливаются.

3. МЕРОПРИЯТИЯ ПРИ КОНСЕРВАЦИИ СКВАЖИН

3.1. Консервация газовых скважин с пластовыми давлениями, не превышающими гидростатическое, в зависимости от сроков консервации и оснащенности комплексом подземного оборудования проводится следующим образом:

3.1.1. При консервации на срок менее трех месяцев задавка скважины необязательна.

3.1.2. При консервации на период от 3 месяцев до 1 года скважина без установки цементного моста заполняется жидкостью, обработанной поверхностно-активными веществами (ПАВ), исключающей глинизацию пласта и обеспечивающей противодавление в скважине в соответствии с п. 8.2 ЕТП, 1983 г. Насосно-компрессорные трубы не извлекаются, а поднимаются над забоем скважины на 50 м в эксплуатационных колоннах диаметром 140 мм и более.

В комбинированных эксплуатационных колоннах, диаметром 140 x 114 мм, насосно-компрессорные трубы поднимаются и оставляются в колонне диаметром 140 мм.

На устье скважины устанавливается трубная головка фонтанной арматуры (крестовина) с контрольным вентилем и по одной центральной и затрубной задвижке; штурвалы с задвижек арматуры должны быть сняты, манометры вывернуты и патрубки загерметизированы, фланцы задвижек оборудованы заглушками.

3.1.3. Если общая продолжительность консервации составит срок более года, скважина заполняется жидкостью, исключающей глинизацию пласта, и после установки над интервалом перфорации цементного моста высотой 25 — 50 м заливается раствором, плотность которого позволяет создать давление в скважине в соответствии с п. 8.2 ЕТП, 1983 г.

Насосно-компрессорные трубы извлекаются, на устье устанавливается задвижка высокого давления с контрольным вентилем, штурвалы с задвижек арматуры должны быть сняты, манометры вывернуты и патрубки загерметизированы, фланцы задвижек оборудованы заглушками.

3.2. Консервация газовых скважин с пластовым давлением, превышающим гидростатическое (коэффициент аномальности 1,0 — 1,3), независимо от продолжительности сроков консервации, осуществляется следующим образом:

• скважина заливается раствором, плотность которого позволяет создать давление в скважине в соответствии с п. 8.2 ЕТП, 1983 г.; над интервалом перфорации устанавливается цементный мост высотой 25 — 50 м;
• насосно-компрессорные трубы не извлекаются, а приподнимаются над цементным мостом на 50 м. На устье скважины устанавливаются трубная головка фонтанной арматуры (крестовина) с контрольным вентилем и по одной центральной и затрубной задвижке. Штурвалы с задвижек арматуры должны быть сняты, манометры вывернуты и патрубки загерметизированы; фланцы задвижек оборудованы заглушками.

Примечание. В скважинах, вскрывших продуктивные пласты с коэффициентом аномальности, превышающим 1,3, интервал продуктивной толщи заполняется инертной жидкостью, исключающей ухудшение коллекторских свойств, плотность которой позволяет создать давление в соответствии с п. 8.2 ЕТП, 1983 г. Над интервалом перфорации устанавливается цементный мост высотой 25 — 50 м.

3.3. При консервации газовых скважин, оснащенных комплексом подземного оборудования, вне зависимости от их глубины и сроков консервации, цементные мосты над интервалом перфорации не устанавливаются.

При этом проход колонны насосно-компрессорных труб перекрывается глухой пробкой, устанавливаемой в ниппеле ниже пакера. Межколонное пространство и лифтовая колонна должны быть заполнены ингибиторным раствором.

На устье скважины устанавливается фонтанная арматура, оборудованная глухой пробкой, применяемой для смены фонтанной арматуры под давлением.

3.4. Консервация нефтяных скважин осуществляется в соответствии с требованиями, изложенными в п. п. 3.1 и 3.2 настоящей Инструкции. Цементные мосты при консервации нефтяных скважин не устанавливаются.

3.5. Устье консервируемой скважины ограждается. На ограждении крепится табличка с указанием номера скважины, наименования месторождения (площади), организации, пробурившей скважину, и сроков консервации.

3.5.1. Во всех консервируемых скважинах для предохранения от замораживания верхняя часть ствола на глубину 30 м заполняется незамерзающей жидкостью (соляровое масло, 30-процентный раствор хлористого кальция, нефть и т.д.), а в условиях многолетней мерзлоты скважины заполняются незамерзающей жидкостью на всю глубину мерзлых пород.

3.5.2. Устьевое оборудование всех консервируемых скважин должно быть защищено от коррозии.

3.5.3. По скважинам, находящимся в консервации, не реже одного раза в квартал проводится проверка их состояния с соответствующей записью в специальном журнале.

3.6. Временная остановка (консервация) скважин, находящихся в бурении при вскрытых продуктивных горизонтах (или находящихся в испытании), производится следующим образом.

3.6.1. Ствол скважины заполняется буровым раствором со стабилизирующими реологическими и фильтрационными свойствами с плотностью, позволяющей создать давление в скважине в соответствии с п. 8.2 ЕТП, 1983 г.

3.6.2. Выше вскрытого продуктивного горизонта устанавливается цементный или гельцементный мост высотой 30 — 50 м, буримость которого должна быть ниже буримости пород в интервале установки моста.

3.6.3. Бурильный инструмент спускается в скважину на глубину башмака технической колонны; на бурильный инструмент наворачиваются обратный клапан и заглушка.

3.6.4. Устье скважины герметизируется превенторами, задвижки на выходах закрываются, штурвалы с задвижек и превенторов снимаются.

3.7. При временной остановке (консервации) скважин, находящихся в бурении и не вскрывших продуктивных отложений, они заполняются раствором со стабилизирующими, реологическими и фильтрационными свойствами, устья надежно герметизируются во избежание засорения ствола посторонними предметами.

4. Действие настоящей Инструкции не распространяется на скважины, ликвидированные и законсервированные до ее утверждения.

ТИПОВОЙ ПРОЕКТ ПРОВЕДЕНИЯ ИЗОЛЯЦИОННО-ЛИКВИДАЦИОННЫХ РАБОТ В СКВАЖИНАХ, СОДЕРЖАЩИХ ТОКСИЧНЫЕ И АГРЕССИВНЫЕ КОМПОНЕНТЫ

1. Общие положения

1.1. Типовой проект разработан в соответствии с требованиями п. 2.4.5а «Положения о порядке ликвидации нефтяных, газовых и других скважин и списания затрат на их сооружение», утвержденного Постановлением Госгортехнадзора СССР от 8 февраля 1983 г. № 2.

1.2. Типовой проект устанавливает комплекс изоляционно-ликвидационных работ при ликвидации скважин, вскрывших пласты, содержащие токсичные и агрессивные компоненты (сероводород, сернистый газ, углекислый газ, окись углерода, окись и двуокись азота, аммиак и др.).

1.3. Типовой проект служит основанием для составления индивидуальных планов проведения изоляционно-ликвидационных работ, обеспечивающих надежную ликвидацию каждой скважины, и при необходимости составления сметной документации, связанной с проведением дополнительных работ.

1.4. Индивидуальный план проведения изоляционно-ликвидационных работ по каждой скважине, подлежащей ликвидации, составляется и утверждается организацией, на балансе которой находится скважина, согласовывается с управлением округа (Госгортехнадзором союзной республики) и военизированной частью по предупреждению возникновения и по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов.

1.5. Не допускается проведение изоляционно-ликвидационных работ в скважинах с межколонными давлениями и перетоками из пластов, содержащих токсичные и агрессивные компоненты.

1.6. Межколонные давления и межпластовые перетоки, связанные с некачественным креплением скважин в интервалах залегания пластов, содержащих токсичные и агрессивные компоненты, должны быть ликвидированы до начала проведения изоляционно-ликвидационных работ.

1.7. Запрещается извлечение обсадных колонн из скважин, расположенных на месторождениях, содержащих токсичные и агрессивные компоненты.

1.8. Осложнения и аварии, возникающие в процессе производства изоляционно-ликвидационных работ в скважинах, устраняются по специальным планам.

2. Изоляционно-ликвидационные работы, выполняемые при ликвидации скважин, содержащих токсичные и агрессивные компоненты

2.1. Проведение изоляционно-ликвидационных работ должно исключить возможность выхода токсичных и агрессивных газов на устье скважины, обеспечить сохранность обсадных колонн и устьевого оборудования от коррозии под их воздействием после ликвидации.

2.2. При ликвидации скважин, содержащих токсичные и агрессивные компоненты, все вскрытые горизонты должны быть изолированы друг от друга установкой цементных мостов высотой, равной мощности горизонта плюс 50 м, а выше кровли верхнего горизонта — плюс 100 м.

2.3. В случае, когда вскрытые горизонты по техническим причинам не представляется возможным изолировать друг от друга и они не имеют между собой перетоков, нижний цементный мост устанавливается на максимально возможной глубине высотой не менее 100 м.

2.4. В башмаке последней технической колонны устанавливается цементный мост высотой не менее 50 м.

2.5. Ствол скважины под цементным мостом и над ним заполняется буровым раствором, обработанным ингибитором коррозии и нейтрализатором агрессивной среды в соответствии с проектом на строительство скважины или по рекомендации компетентного научно-исследовательского учреждения.

2.6. При ликвидации скважин, имеющих в конструкции промежуточные или эксплуатационные колонны, спущенные отдельными секциями, должны быть установлены цементные мосты в интервале стыковки секций на 50 м ниже и выше места стыковки.

2.7. При ликвидации скважин, имеющих в конструкции спущенные «потайные» колонны, за которыми цементный раствор полностью не поднят или не перекрыты «башмаки» предыдущих колонн, должны быть установлены цементные мосты высотой 50 м выше и ниже головы «потайной» колонны.

2.8. Тампонажный цемент, используемый для установки мостов, должен быть устойчивым к токсичным и агрессивным компонентам.

2.9. Наличие и прочность цементных мостов проверяется спуском и разгрузкой бурового инструмента. Величина нагрузки при этом устанавливается исходя из допустимого удельного давления на цементный камень, равного 160 кгс/кв. см, но не должна превышать 15 тс.

2.10. Качество цементного моста, установленного в последней технической колонне, проверяется гидравлической опрессовкой и снижением уровня жидкости с учетом прочностного состояния колонны.

2.11. Для предохранения от размораживания верхняя часть скважины на глубину 5 м заполняется незамерзающей жидкостью; в районах многолетнемерзлых пород — на 5 м глубже нижней их границы. При этом противодавление на пласт должно быть не ниже значений, регламентированных действующими правилами.

2.12. Устье ликвидируемой скважины должно быть оборудовано колонной головкой и задвижкой высокого давления в коррозионностойком исполнении в тех случаях, когда напряженное состояние оборудования, температура и парциальные давления агрессивных веществ, определенные при испытании скважины, не позволяют применять некоррозионностойкие материалы. На задвижке устанавливается буфер. Маховик с задвижки должен быть снят, манометры вывернуты, а патрубки загерметизированы.

2.13. Вокруг устья скважины сооружается бетонная площадка размером 2 х 2 х 0,5 м с металлическим ограждением высотой 1 м. На бетонной площадке в непосредственной близости от устья скважины устанавливается репер высотой 0,5 м из трубы диаметром 60 — 70 мм, к которому приваривается металлический лист с надписью, выполненной электросваркой, с указанием номера скважины, месторождения и организации, пробурившей скважину, даты окончания бурения и предупреждения о возможности наличия токсичных и агрессивных газов, например: «Опасно — сероводород!». На металлическом ограждении и задвижке высокого давления вывешиваются знаки безопасности в соответствии с ГОСТ 12.4.026-76.

2.14. По окончании изоляционно-ликвидационных работ через месяц, затем через 6 месяцев и далее с периодичностью не реже одного раза в год организацией, выполнявшей эти работы в скважине, проводится проверка давления в трубном и межколонном пространствах, контроль воздуха вокруг устья и в местах его возможного скопления на содержание сероводорода или других агрессивных компонентов. Результаты замеров должны заноситься в журнал контроля воздуха, составленные по формуле, согласно приложению 9 Правил безопасности в нефтегазодобывающей промышленности. М., Недра, 1975.

2.15. При обнаружении газа на устье ликвидированной скважины принимаются меры по выявлению источника и проведению дополнительных изоляционных работ.

2.16. При проведении изоляционно-ликвидационных работ в скважинах, содержащих токсичные и агрессивные компоненты, руководители буровых или нефтегазодобывающих предприятий назначают ответственных лиц из числа инженерно-технических работников, которые должны дополнительно проинструктировать под роспись рабочих бригады о мерах предосторожности и обеспечить их средствами индивидуальной защиты, а также необходимыми приборами для замеров чистоты воздуха.

2.17. Каждый индивидуальный план проведения изоляционно-ликвидационных работ должен иметь раздел, регламентирующий меры обеспечения безопасности персонала при проведении указанных работ.

2.18. При проведении изоляционно-ликвидационных работ на скважине должна быть обеспечена надежная двухсторонняя радио- или телефонная связь с базой предприятия.

---