Ліквідація свердловин

Іноді доводиться ліквідовувати свердловину, якщо, наприклад, ремонтні роботи не дали позитивних результатів, подальше їх проведення і використання свердловини визнано недоцільним або свердловина розміщена в зонах забудов, стихійних явищ (землетруси, зсуви) та ін.

Ліквідація свердловин проводиться згідно з «Положенням про порядок ліквідації нафтових, газових і інших свердловин і списання витрат на їх спорудження».

У залежності від причин ліквідації свердловини підрозділяють на шість категорій:

• пошукові, розвідувальні, опорні, параметричні свердловини, які виявилися «сухими» або водяними; не доведені до проектної глибини через геологічну недоцільність; не доведені до проектної глибини, але які розкрили проектний горизонт; які дають приплив нафти, газу, свердловини з забалансовими запасами або експлуатація яких нерентабельна тощо;
• видобувні свердловини, які виявилися «сухими» або водяними, оцінювальні свердловини, що виконали своє призначення; нагнітальні, спостережні, а також свердловини для скидання стічних вод та інших промислових відходів і такі, які виявилися в несприятливих геологічних умовах; свердловини, які підлягають ліквідації за технічних причин внаслідок неякісної проводки або аварії під час будівництва, аварії в процесі експлуатації тощо;
• свердловини, які знаходяться на обліку в основних фондах нафтогазовидобувного підприємства (НГВП): після повного обводнення пластовою водою продуктивного горизонту; у разі зниження дебіту до межі рентабельності внаслідок виснаження або обводнення продуктивного горизонту; через припинення приймальності і неможливість або економічну недоцільність відновлення; через відсутність необхідності подальшого використання (спостережні, оціночні і нагнітальні свердловини); які вибули з експлуатації через порушення обсадних колон внаслідок корозії, на яких проведення ремонтно-відновлюваних робіт технічно неможливо або економічно недоцільно;
• свердловини, розташовані в заборонених зонах (полігони, водосховища, населені пункти, промислові підприємства тощо); ліквідовані після стихійних лих;
• спеціального призначення, пробурені для проведення дослідних і дослідно-промислових робіт, ліквідовані внаслідок геологічних ускладнень тощо;
• свердловини, законсервовані в очікуванні організації промислу, в тому числі зараховані до складу основних фондів, якщо їх консервація перевищує 10 років, а введення цих площ в розробку на ближчі 5 — 7 років планами НГВП не передбачаються; використання яких як експлуатаційних неможливо через невідповідність умов експлуатації. План на кожну ліквідовану свердловину складається НГВП або управлінням бурових робіт (УБР).

План складається з двох частин.

Перша частина містить короткі відомості про початкове і поточне призначення свердловини, її конструкцію, історію експлуатації і причини ліквідації.

Друга частина містить у собі перелік операцій з оцінки технічного стану свердловини, технологію ремонтно-відновлювальних робіт на випадок виявлення дефектів у стані свердловини і технологію робіт з безпосередньої ліквідації свердловини. Оцінка технологічного стану свердловини полягає в: визначенні герметичності експлуатаційної колони опресовуванням або шляхом проведення аналізу складу рідини, яка надходить із свердловини; якщо колона не герметична, то інтервал порушення визначають безпосередньо витратоміром (дебітоміром), термометром або поінтервальним опресовуванням; визначення висоти піднімання та якості цементу за експлуатаційною колоною — з допомогою цементомірів АКЦ, СГДТ; виявлення перетоку рідини за колоною — термометром.

Технологією робіт з ліквідації свердловини передбачається: промивання свердловини з опусканням насосно-компресорних труб (НКТ) до вибою; очищення стінок експлуатаційної колони від глинистої кірки, нафти, парафіну, смолистих речовин і продуктів корозії в інтервалах встановлення цементних мостів; у залежності від віддаленості продуктивних пластів (інтервалів перфорації) один від одного, встановлення суцільного або переривчастого цементних мостів від вибою до глибини, яке забезпечує перекриття усіх інтервалів перфорації та інтервалів нафтогазопроявлень; висота кожного цементного моста дорівнює товщині пласта плюс 20 м вище покрівлі і нижче його підошви; над покрівлею верхнього пласта цементний міст встановлюють на висоті не менше 50 м; тип цементу і рецепт приготування розчину вибирається згідно з чинними положеннями та інструкціями; якість цементу перевіряється лабораторним аналізом; у випадку ліквідації свердловини (особливо з відкритим вибоєм) з пластовим тиском нижче гідростатичного (має місце поглинання цементного розчину) попереднє обмеження поглинальної здатності пластів, застосовування тампонажних сумішей з регулювальними густиною і часом втрати текучості, котрий дорівнює часу нагнітання їх в інтервал встановлення мостів або в заколонний простір; оцінка опресовуванням герметичності затверділого ізоляційного матеріалу; відбивання повним розвантаженням НКТ для циркуляції промивного розчину верхньої границі моста; витягання обсадних колон тільки за відсутності газових і газонафтових покладів, а також напірних мінералізованих пластових вод, здатних забруднити верхні прісні води; зрізання і витягання експлуатаційної колони, якщо в результаті ремонтно-відновлювальних робіт не вдалося за технічних причин підняти цемент під тиском над залишеною у свердловині експлуатаційною колоною до гирла; перевірка герметичності цементного моста; перевірка герметичності міжколонного простору між напрямленням і кондуктором, між кондуктором і проміжною технічною колоною; за відсутності герметичності нагнітання цементного розчину (або іншого ізоляційного реагенту) під тиском до повної герметизації міжколонного простору.

Гирло ліквідованої свердловини обладнують репером, на якому електрозваркою роблять напис: номер свердловини, найменування родовища (площі) та організації (НГВП, УБР). Для встановлення репера на сплющеній зверху трубі опускають на глибину не менше 2 м дерев'яну пробку і заливають до гирла цементним розчином. Над гирлом свердловини встановлюють бетонну тумбу розміром 1×1×1 м. Висота репера над бетонною тумбою не менше 0,5 м. Якщо технічну колону витягують, то репер встановлюють у кондукторі або в шахтному напрямленні і також споруджують бетонну тумбу. Під час ліквідації свердловин за шостою категорією всі обсадні колони (напрямлення, кондуктор, технічну та експлуатаційну колони) повністю зрізують на 1 м нижче відмітки дна (річки, водоймища), і ту частину витягують із свердловини. Залишену частину обсадних колон у свердловині зверху заливають цементним розчином з підняттям його до поверхні дна (річки, водосховища). НГВП призначає зі сторони виконавця особу, відповідальну за проведення робіт з ліквідації свердловини. Контроль якості виконаних робіт здійснює представник цеху з видобування нафти і газу або підтримання пластового тиску в залежності від категорії (призначення) свердловини.

• Мала гірнича енциклопедія : у 3 т. / за ред. В. С. Білецького. — Д. : Донбас, 2007. — Т. 2 : Л — Р. — 670 с. — ISBN 57740-0828-2.
• Постанова Державного комітету СРСР з нагляду за безпечним веденням робіт у промисловості та гірничого нагляду N19 від 27.12.1989 р. Про затвердження Положення про порядок ліквідації нафтових, газових та інших свердловин і списання витрат на їх спорудження.
• Бойко В. С., Бойко Р. В. Тлумачно-термінологічний словник-довідник з нафти і газу: у 2-х томах. — Київ : Міжнародна економічна фундація, 2004. — Т. 1: А–К. — 560 с.
• Бойко В. С., Бойко Р. В. Тлумачно-термінологічний словник-довідник з нафти і газу: у 2-х томах. — Львів : Апріорі, 2006. — Т. 2: Л–Я. — 800 с.