Утверждаю

Первый заместитель Министра

нефтяной промышленности

В.И.ИГРЕВСКИЙ

6 сентября 1984 года

Заместитель Министра

геологии СССР

Р.А.СУМБАТОВ

10 сентября 1984 года

Первый заместитель Министра

газовой промышленности

В.И.ТИМОНИН

26 сентября 1984 года

Утверждена

письмом

заместителя председателя

Госгортехнадзора СССР

П.Б.КОЦУБЫ

от 14 ноября 1984 г. N 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 N 41/И, утвержденной Госгортехнадзором СССР, Миннефтепромом, Мингазпромом и Мингео СССР 19 июля 1968 г.

Приказом Министерства нефтяной промышленности от 06.12.1984 N 721, Приказом Министерства геологии СССР от 25.01.1985 N 38, срок введения установлен 01.01.85; распоряжением Министерства газовой промышленности от 18.02.1985 N 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 N ТВ-402 и согласованным с Госгортехнадзором СССР письмом от 02.10.80 N 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 N 2, и "Положения о порядке временной консервации нефтяных и газовых скважин" утвержденного Советом Министров СССР 27.05.1967 N 479, и изменения к нему, утвержденного Советом Министров СССР 27.05.1971 N 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.

Приложение

Согласовано

с Госгортехнадзором СССР

8 сентября 1983 г. N 04-27/442

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. N 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.