Технический мониторинг при бурении и эксплуатации скважин в целях охраны геологической среды

 

В соответствии с Правилами разработки нефтяных и газонефтяных месторождений и другими нормативными документами устанавливаются единые технические требования к добывающим объектам, предъявляемые при освое­нии месторождений в целях охраны ГС. При полной или частичной ликвида­ции месторождения буровые скважины должны быть приведены в состояние, обеспечивающее безопасность жизни и здоровья населения, охрану ОС, а при консервации - сохранность месторождения и скважин на все время консерва­ции. Эти работы осуществляются по специальным проектам, которые должны включать:

- решение вопросов о целесообразности повторной разработки месторождения, а также об использовании скважин в целях утилизации отходов произ­водства;

- меры, обеспечивающие безопасность населения, охрану недр и ОС, зданий, сооружений, в том числе по предотвращению прорывов воды и газов, подземных пожаров, землетрясений и т.п.;

- решение вопроса об использовании буровых скважин для других целей (использование промышленных вод для извлечения сырья, минеральных вод в лечебных целях, термальных вод для получения тепла и др.);

- мероприятия по приведению земной поверхности и водных объектов в пригодное для дальнейшего использования состояние;

- другие проектные решения, связанные со спецификой месторождения, схемами вскрытия и эксплуатации.

Независимо от формы собственности владелец нефтегазопромысловой системы обязан:

- внедрять экологически совершенные, ресурсосберегающие технологии и оборудование по добыче нефти и газа, конденсата, снижать удельные затра­ты на единицу добычи продукта без ухудшения экологического состояния систем, осуществлять экологическое страхование процедур и объектов, обладающих высокой степенью экологического риска;

- осуществлять регулярный диагностический контроль технического состояния промысловых объектов и систем, характера происходящих технологи­ческих процессов добычи, подготовки и транспортировки газа, конденсата, нефти, а также постоянный экологический мониторинг;

- обеспечивать работоспособное состояние всех дорог, подъездов к пожарным водоемам, источникам водоснабжения, средствам противопожарной за­щиты, противоаварийного оборудования, объектам социально-бытового, медицинского и природоохранного назначения;

- при обнаружении отклонений состояния ОС от установленных нормативов (превышения ПДК, ПДВ, ПДС и др.), аварий, других внештатных ситуаций информировать местные природоохранные органы, органы Госгортехнадзора и реализовать превентивные, ремонтно-восстановительные, природозащитные и иные мероприятия.

Аттестация фонда скважин при разработке месторождений нефти и газа должна проводиться регулярно с целью обеспечения охраны недр, предотвращения потерь углеводородного сырья, пластовой энергии, загрязнения водонос­ных комплексов (как пресных, так и минерализованных вод), формирования тех­нологически единых водоносных комплексов, проявления нежелательных инженерно-геологических процессов. В основу аттестации кроме геоэкологи­ческих должны быть положены также эксплуатационно-экономические факто­ры состояния фонда скважин [78].

Для конкретных рассматриваемых условий эксплуатации скважин при аттестации используются данные показаний эксплуатации скважин по годам. Они включают динамику ввода фонда скважин; их дебиты по жидкости (газу) и об­водненности; пластовые и забойные давления; максимально возможное сни­жение этих давлений в добываемых пьезометрических и нагнетательных скважинах; давление на устьях; предельные давления фонтанирования при услови­ях механической добычи сырья; состояние конструкции лифтов, другого внутрискважинного и наземного оборудования; перспективы применения методов повышения нефтеизвлечения; возможность осложнений при эксплуатации сква­жин в результате депрессии на пласт (вынос песка, образование песчаных, па­рафиновых и соляных пробок, коррозии, загидрачивание лифтов и напорных линий газонефтяных скважин, скважин с высокими газовыми факторами, не­контролируемые прорывы подошвенных вод и свободного газа; растепление пород около устьев скважин, замерзание напорных линий до устьев и стволов нагнетательных скважин и другие осложнения); объемы и стоимость реаген­тов и агрегатов по устранению осложнений и реализации необходимых мероп­риятий и др.

Аттестация скважин системы ППД проводится с учетом геолого-физичес­ких характеристик продуктивных пластов, состава и свойств пород и насыща­ющих флюидов, качества закачиваемой воды (содержание кислорода, корро­зийная активность, содержание механических примесей, ионов железа, солесодержание и др.). Качественный состав нагнетаемых вод не должен стимулировать жизнедеятельность сульфатвосстанавливающих (редуцирующих) бактерий, солеотложение в скважинах, набухание глинистых фракций. При использовании пластовых сточных вод необходимо минимизировать содержа­ние эмульгированной нефти, растворенных углекислого и сероводородного газа и других агрессивных веществ (химреагентов).

Сроки переаттестации скважин определяются в зависимости от конкрет­ных горно-геологических условий на месторождении, способов и сроков его эксплуатации, конструкции скважин, подъемного оборудования, состояния НКТ, шахтного направления кондуктора, промежуточной обсадки и эксплуатацион­ной колонн. Переаттестация должна проводиться периодически в течение все­го времени эксплуатации скважин.

Не подлежат передаче в испытания скважины:

- с негерметичной колонной;

- с цементным стаканом, имеющим размеры меньше, чем предусмотрено проектом;

- с негерметичной обвязкой устья;

- с отсутствием цемента за колонной против испытываемых пластов;

- в аварийном состоянии.

При обнаружении указанных выше дефектов следует проводить ремонтно-изоляционные (РИР - повторное цементирование и др.) или изоляционно-ликвидационные работы. При недоподъеме цементного раствора до проектной высоты вопрос о возможности опробования и эксплуатации скважины решает­ся исходя из горно-геологических условий разреза.

Диагностика технического состояния скважин является составной частью капитального ремонта скважин и проводится с целью оценки надежности разобщения пластов и герметичности затрубного пространства, эксплуатационной колонны и устья.

Мероприятиям по капитальному ремонту и ликвидации скважин должен предшествовать комплекс методов оценки их технического состояния, которые представлены ниже.

Технологическое обследование подземного оборудования производится спуском шаблона-печати на колонне или кабеле с целью определения глубины забоя и уровня жидкости в скважине, проверки состояния эксплуатационной колонны и ствола скважины, установления наличия в нем дефектов, аварийного подземного оборудования, посторонних предметов, различных отложений на стенках колонны.

1. Гидродинамические испытания скважин проводятся в комплексе с геофизическими методами для определения обводнившихся интервалов пород при селективной их диагностике на приток с использованием двух пакеров (сверху и снизу). В табл. 7.8 приведены виды технологических операций и задачи, ре­шаемые с помощью гидродинамической диагностики.

Гидродинамические испытания предусматривают проверку:

- расположения цемента за обсадной колонной и контактов цементного кам­ня с обсадными трубами;

- герметичности цементного кольца промежуточной обсадной колонны или кондуктора;

- прочности и герметичности всех обсадных колонн внутренним (опрессовкой), а эксплуатационных колонн и внешним (снижением уровня) давлением;

- герметичности кондукторов и промежуточных колонн;

- эксплуатационной колонны (отдельных секций) на герметичность.

В результате проведенных испытаний рассчитывают параметры давлений на устьях скважины обсадной колонны, отдельных секций и др., которые зано­сят в специальные акты. Они позволяют оценить техническое состояние скважины (цементного кольца, обсадной и эксплуатационной колонн).

3. Геофизические испытания по техническому состоянию скважины проводятся в комплексе с другими методами получения эксплуатационных характеристик. Задачи, решаемые геофизическими методами, приведены в табл. 7.9.

 

Таблица 7.8 Виды технологических операций

Технологические методы исследования Данные, необходимые для составления плана на ремонт скважин
Гидроиспытание колонны Глубина установки моста (пакера), отключающего интер­вал перфорации (нарушения), тип и параметры жидкости для гидроиспытания, величина устьевого давления
Поинтервальные гидроиспытания Глубина установки моста, отключающего интервал пер­форации (нарушения), глубина спуска колонны НКТ, пара­метры и объем буферной и промывочной жидкостей, направ­ление прокачивания (прямое, обратное), продолжительность, устьевое давление при гидроиспытании
Оценка величины сниже­ния и динамики восста­новления уровня жидко­сти Глубина установки моста, отключающего интервал пер­форации (нарушения), способ и глубина снижения уровня в скважине, способ и периодичность регистрации положе­ния уровня жидкости в скважине
Определение пропускной способности нарушения или специальных отверстий в колонне Режим продавливания жидкости через нарушение колон­ны и величина устьевого давления на каждом режиме, тип и параметры продавливаемой жидкости
Прокачивание индикатора-красителя Тип и химический состав индикатора, концентрация и объем раствора индикатора

 

Заключения об интервалах негерметичности обсадной колонны, глубине установки оборудования, НКТ, положении забоя, динамического и статического уровней, интервале прихвата труб и привязке замеряемых параметров к раз­резу, оценке герметичности забоя выдаются непосредственно на скважине после завершения исследований, а по исследованиям, которые проводятся для опре­деления интервалов заколонной циркуляции, распределения и состояния це­ментного камня за колонной, размеров нарушений колонны, передаются по оперативной связи в течение 24 ч после завершения измерений и через 48 ч - в письменном виде.

Если объектом исследований является интервал ствола скважины выше разрабатываемых пластов, геофизические измерения проводят с целью обнаруже­ния мест нарушения герметичности обсадной колонны, выделения интервала поступления воды к месту нарушения, интервалов заколонных межпластовых перетоков, определения высоты подъема и состояния цементного кольца за колонной, состояния забоя скважины, положения интервала перфорации, тех­нологического оборудования, уровня жидкости в межтрубном пространстве, мест прихвата труб.

В случае оценки негерметичности обсадной колонны по измерениям в процессе работы или закачки в скважину воды (воздуха) в интервале, не перекры­том НКТ, обязательный комплекс включает измерения расходомером, термо­метром и локатором муфт. В качестве дополнительных методов используют скважинный акустический телевизор (для определения линейных размеров и формы нарушения обсадной колонны) и толщиномер (с целью уточнения ком­поновки обсадной колонны и степени ее коррозии).

Интервал возможных перетоков жидкости или газа между пластами при герметичной обсадной колонне устанавливают также по результатам исследова­ний высокочувствительным термометром, закачкой радиоактивных изотопов и методами нейтронного каротажа.

 

Таблица 7.9 - Изучение технического состояния фонда нефтяных и газовых скважин геофизическими методами

Задачи, решаемые геофизическими методами Метод решения
Оценка технического состояния колонн: - определение диаметра колонны; - замер внутреннего диаметра колонны; - замер толщины колонны; - определение коррозии обсадных труб Акустический профилометр, элек­тромагнитный профилограф, ин­дукционный дефектомер, гамма-дефектометрия
Оценка состояния заколонного пространства: - определение качества сцепления цементного кам­ня с колонной и породой; - уточнение плотности цементного камня и его распределения в заколонном пространстве; - обнаружение заколонных перетоков воды, нефти, газа; - контроль цементирования скважин в интервале кондуктора Акустическая цементометрия, гамма-дефектоскопия, шумометрия, термометрия

 

Контроль за ремонтно-изоляционными работами при наращивании цемент­ного кольца за эксплуатационной колонной, кондуктором, при креплении слабо сцементированных пород и в призабойной зоне пласта осуществляют акустическим или гамма-гамма-цементомером по методике сравнительных измере­ний до и после проведения изоляционных работ.

Для контроля глубины спуска в скважину оборудования (НКТ, гидроперфоратора, пакеров и др.), интервала и толщины отложения парафина, положения статического и динамического уровней жидкости в колонне, состояния искус­ственного забоя обязательным является исследование одним из стационарных нейтронных методов - это нейтронный гамма-каротаж (НГК), нейтрон-нейт­ронный каротаж (ННК) или метод рассеянного гамма-излучения (РГК).

Оценку результатов ремонтных работ проводят в период дальнейшей эксплуатации скважины по характеру добываемой продукции и на основе повтор­ных исследований после ремонтных работ.

Признаки успешного проведения ремонтных работ:

- в интервале объекта разработки - снижение или ликвидация обводненнос­ти добываемой продукции, увеличение дебита скважины;

- при исправлении негерметичности колонны - результаты испытания ее на герметичность гидроиспытанием или снижением уровня;

- при изоляции верхних вод, поступающих в скважину через нарушения в колонне или выходящих на поверхность по затрубному пространству;

- отсутствие в добывающей продукции верхних вод, выхода пластовых вод на поверхность;

- при ликвидации межпластовых перетоков - признаком устранения негерметичности заколонного пространства является восстановление геотерми­ческого градиента на термограммах, полученных при исследовании в дей­ствующей скважине или при воздействии на нее.

При переводе добывающей скважины под нагнетание обязательными являются исследования гидродинамическим расходомером и высокочувствитель­ным термометром, которые позволяют выделить отдающие (принимающие) интервалы и оценить степень герметичности заколонного пространства.

Одним из обязательных методов контроля цементирования следует считать испытание технического состояния скважины в интервале кондуктора.

4. Оценка коррозионного состояния и защищенности обсадных колонн скважин. Необходимость защиты от коррозии обсадных колонн скважин опреде­ляют в зависимости от допустимого уменьшения толщины стенки обсадной колонны. Цель коррозионных обследований обсадных колонн:

- оценка коррозионного состояния и скорости коррозии обсадных колонн по месторождению;

- определение параметров электрохимзащиты;

- выявление причин негерметичности обсадных колонн в процессе эксплуатации;

- контроль эффективности электрохимической защиты.

5. Аналитические расчеты проводят по результатам технологического, гидродинамического и геофизического обследования кондуктора, эксплуатационных и обсадных колонн, цементного кольца стенок скважины и заколонного пространства.

Расчеты на прочность, связанные с оценкой состояния эксплуатационной и обсадной колонн (наряду с визуальной оценкой при технологическом обследовании), проводят с учетом анизотропии напряженного состояния пристволь­ной части массива горных пород и неравномерного нагружения обсадной ко­лонны в стволе скважины.

Оценка геометрических параметров постоянной крепи (цементации) осно­вана на использовании эмпирических зависимостей и специальных таблиц, устанавливающих допустимые значения коэффициента диаметрального зазора для определения качества крепления затрубного пространства.

Для обработки информации необходимо применять компьютеризованные технологии (программно-методические комплексы) гидродинамико-геофизических исследований скважин (ГГИС) при контроле над эксплуатацией нефтя­ных, газовых, газоконденсатных месторождений. Для выявления нарушения работы скважины (диагностики) с помощью компьютерных технологий по ре­зультатам ГГИС решаются следующие задачи.

- Предварительная обработка результатов измерений:

- обработка результатов градуировки скважинных модулей всех типов, в том числе градуировки датчиков на скважинах;

- оценка качества первичных материалов;

- редактирование оцифрованных диаграмм с учетом специфики способов регистрации (цифровой, аналоговый, цифроаналоговый);

- создание диаграмм по опорным точкам;

- преобразование диаграмм (масштабирование, сглаживание и т.п.).

- Текстовая и графическая визуализация результатов.
а Интерпретация:

- контроль изменения пластовых характеристик (фильтрационные коэффициенты и пластовые давления по методикам индикаторных кривых и КЕД);

- выявление межпластовых перетоков;

- обработка термограмм для расчета интервальной продуктивности, оценки дебита перетока;

- определение профиля однородности притока по расходограмме;

- определение состава заполнителя ствола в простаивающей скважине;

- оценка состава и профиля многофазного притока, его расхода и истинных параметров, структуры;

- определение расходных параметров и дебитов газожидкостного потока по методике флуктуационных изменений в скважинах, работающих в пробковом пульсирующем режиме;

- определение текущего насыщения эксплуатируемых пластов по результа­там нейтронных исследований в действующих скважинах;

- обработка результатов измерений нестандартными датчиками (шумомера с построением спектральных характеристик, электромагнитного локатора притока воды, датчика скоростного напора на основе импульсного теплово­го воздействия и т.п.);

- оценка состояния обсадной колонны и зоны перфорации.

Оценка текущего состояния и эффективности применяемой технологии разработки месторождения проводится на основе анализа структуры фонда сква­жин и показателей их эксплуатации. Регламентом РД 153-39-007-96 рекомен­дуется специальная форма таблицы, позволяющая представить объективную характеристику фонда скважин и составить проект (план) их санации и ликви­дации с оценкой объемов работ по данным ГГИС. Дополнительно приводится фонд скважин-дублеров (водозаборные, специальные и др.).

При анализе фонда нагнетательных скважин чаще всего проводится их типизация по величине приемистости, накопленной закачки воды, изучаются данные об осложнениях в работе нагнетательных скважин.

Анализ геолого-промысловых характеристик добывающих скважин проводится с учетом технологии и рабочих агентов воздействия на пласт и призабойную зону, поскольку именно они могут явиться причиной осложнений эксплуа­тации скважин (коррозия НКТ и обсадных труб, возникновение межколонных, заколонных и межпластовых перетоков и т.д.).

Указанные мероприятия позволят обеспечить надежность и безопасность работы нефтепромысловых объектов в различных экосистемах, обосновать конструкции, технологию и организацию строительства и эксплуатации месторож­дения.

* * *

Наибольший ущерб ОПС наносится в начальный период эксплуатации месторождений нефти и газа, когда организация экологического мониторинга еще не планируется в принципе или находится в зачаточном состоянии. По набору действий мониторинг чаще всего носит бессистемный характер. Поэтому про­граммы экологического мониторинга должны опережать стадии обустройства месторождений и продолжаться после ликвидации их инфраструктуры.

В период строительства и эксплуатации скважин необходим постоянный контроль состояния компонентов ОС при проведении следующих операций: подготовке буровых площадок и дорог, перетаскивании оборудования, вышкостроении и монтаже бурового оборудования, механическом углублении, креп­лении и промывке стволов скважин, вспомогательных работах, освоении сква­жин, их эксплуатации, простоях, авариях и браке, осложнениях, консервации, использовании в других целях, ремонтно-восстановительных и изоляционных работах, ликвидации, мониторинге последствий эксплуатации.

Приведенный перечень операций только со скважинным оборудованием свидетельствует о высокой степени его экологической опасности и необходимости введения экологического паспорта на бурение. По мнению Ю.С. Великанова и А.Н. Павлова (2001), введение такого документа позволит оценить ландшафтную (фоновую) составляющую компонентов ОС еще на проектной стадии, а также техногенную часть, представленную в сводке данных об объек­тах строительства и применяемых технологиях. Таким образом, реализуется параметрическая характеристика конкретной эргономической системы взаи­модействия "строительный объект - природный ландшафт - человек" [11]. При этом паспортные данные создадут необходимую информационную базу, с по­мощью которой можно оценить деятельность вышеобозначенной эргономической системы. Особое внимание в этом документе следует уделить получению базовой информации, без которой использование материалов мониторинга край­не неэффективно, как и экологические оценки и прогнозы.

Под базовой информацией понимается свод данных о природно-климатических особенностях района, его геологическом строении, "нулевом" состоя­нии ОС и особенностях техногенной нагрузки, которая возникает при строи­тельстве (на уровне ТЭО). В дальнейшем на основе базовой информации создается и корректируется система экологического мониторинга.

В современных понятиях эта система должна непрерывно совершенствоваться за счет не только применяемых методов измерения параметров, но и расширения видов мониторинга. Для принятия управленческих решений в круп­ных нефтяных и газовых компаниях сформированы следующие блоки ЭМ:

- мониторинг химического загрязнения атмосферы;

- геохимический мониторинг;

- геокриологический мониторинг;

- инженерно-геологический мониторинг;

- геодинамический мониторинг;

- акустический и электромагнитный мониторинг;

- мониторинг аварийных ситуаций.

Программа мониторинга должна четко определять исследования на каждом этапе обустройства и ликвидации инфраструктуры нефтедобывающего объекта, оптимизировать перечень наблюдаемых параметров состояния ОПС и ис­точников воздействия. Избыточный список параметров приводит к удорожа­нию программы, недостаток - к невозможности комплексных ОВОС и прогнозирования сценария развития природно-техногенных систем.

Требование достаточности наблюдений должно удовлетворять тенденциям современных экогеохимических исследований - оценкам превращений ЗВ в различных средах, возможностям появления более токсичных соединений и комплексов, возникновения вторичных загрязнений в различных типах ландшафтов [77].

Развитие систем экомониторинга на конкретных добывающих предприяти­ях наиболее оправданно в рамках единой автоматизированной информацион­ной системы (АИС) или специализированной геоэкологической информаци­онной системы (ГЭИС), которые интенсивно создаются и функционируют на многих предприятиях ГНК. Только на этой основе возможно эффективное уп­равление предприятием с целью минимизации воздействия на все компоненты ОПС. Информационные системы являются также достаточно мощным инструментом при решении задач, связанных с проектированием разработки и экс­плуатации месторождений, а также с обслуживанием многих технологических процессов.

 






Дата добавления: 2016-06-18; просмотров: 2933; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ


Поиск по сайту:

Воспользовавшись поиском можно найти нужную информацию на сайте.

Поделитесь с друзьями:

Считаете данную информацию полезной, тогда расскажите друзьям в соц. сетях.
Poznayka.org - Познайка.Орг - 2016-2020 год. Материал предоставляется для ознакомительных и учебных целей. | Обратная связь
Генерация страницы за: 0.025 сек.