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