Ліквідація і відновлення свердловин

8.1 Всі свердловини, які підлягають ліквідації, в залежності від мети їх будівництва і причин ліквідації поділяються на 6 категорій.

8.2 До I категорії відносяться опорні, параметричні, пошукові і розвідувальні свердловини:

− які досягли проектної глибини і розкрили проектний горизонт, виконали своє призначення, але виявилися після закінчення будівництва в несприятливих геологічних умовах („сухими” або що дали припливи води із всіх випробуваних пластів, або в які за результатами промислово-геофізичних досліджень спуск експлуатаційних колон і випробування пластів недоцільні) і не можуть бути використані для інших народногосподарських цілей;

− які не доведені до проектної глибини, не розкрили проектного горизонту і подальше буріння (поглиблення) яких зупинено у зв’язку з недоцільністю або неможливістю з геологічних причин;

− які доведені до проектної глибини, не розкрили проектного горизонту і поглиблення яких недоцільне або технічно неможливе з геологічних причин;

− у яких отриманий приплив нафти або вільного газу на родовищах, запаси яких віднесені до забалансових, і які, за тих чи інших причин, не можуть бути використані для розробки родовища;

− які при випробуванні нижніх горизонтів дали приплив нафти або газу, а у вищезалягаючих – воду і повернення на нижній продуктивний горизонт з метою його експлуатації з технічних причин неможливе або подальші роботи обгрунтовуються як економічно недоцільні;

− в яких отримані припливи нафти або газу, але експлуатація цих свердловин при промисловій розробці родовища обґрунтована як нерентабельна і їх використання з іншою метою не передбачено технологічними проектними документами (проектом або техсхемою) розробки родовища;

− які пробурені на шельфі морів або в межах виключної (морської) економічної зони з плавучих бурових установок (ПБУ), які виконали своє призначення і з яких отримані промислові припливи нафти, газу, але не має можливості забезпечити експлуатацію свердловин;

− які пробурені з пересувних знімних, морських стаціонарних платформ (МСП), які встановлюються на малих глибинах для виконання сезонних робіт і призначених для буріння тільки розвідувальних свердловин.

8.3 До II категорії відносяться:

− експлуатаційні свердловини, які пробурені з метою видобування нафти або газу, розкрили пласт в передбаченій проектом точці (вибої), але виявилися “сухими” або обводненими, а також оціночно-експлуатаційні свердловини, які виконали своє призначення і по інших горизонтах розкритого розрізу виявилися непридатними для розробки родовища та інших народногосподарських цілей;

− нагнітальні, водозабірні, спеціальні, оціночні, спостережні, а також поглинальні свердловини для повернення (скидання) супутніх пластових і промислово-стічних вод та інших промислових відходів, свердловини для підземних сховищ нафти і газу, які виявились в несприятливих геологічних умовах стосовно проектного горизонту і якщо вони не можуть бути використані для розробки вище залягаючих горизонтів або інших народногосподарських цілей.

8.4 До III категорії відносяться свердловини, які підлягають ліквідації з технічних причин:

− в наслідок неякісного спорудження (будівництва) або аварії в процесі буріння, або випробування;

− внаслідок аварії в процесі експлуатації, поточному або капітальному ремонті експлуатаційної свердловини, а також в наслідок корозії експлуатаційної колони;

− пробурені для глушіння відкритих фонтанів, які виникли під час спорудження або експлуатації свердловин, які після виконання свого призначення не можуть бути використані для інших цілей.

8.5 До IV категорії відносяться свердловини:

− нафтогазовидобувні після їх обводнення пластовою водою або водою, яка закачується для ППТ і витиснення нафти і газу з продуктивного горизонту, і які не мають об’єктів для повернення на інші експлуатаційні горизонти;

− нафтогазовидобувні, при отриманні із них під час освоєння або при експлуатації дебіту нафти або газу нижче обґрунтованої надрокористувачем межі рентабельності внаслідок виснаження запасів або обводнення;

− нагнітальні для ППТ і закачки робочих агентів для збільшення нафтогазоконденсатовилучення із пластів, поглинальні для закачування супутньо-пластових вод, а також свердловини на підземних газосховищах, приймальність яких неможливо або недоцільно відновити;

− контрольні, оціночні і нагнітальні свердловини при недоцільності подальшого використання на родовищах нафти і газу та підземних сховищах згідно з висновками науково-дослідної організації – автора технологічного проектного документу, або організації, яка здійснює авторський нагляд за розробкою родовища або експлуатацією підземного сховища;

− свердловини, які виконали своє призначення, передбачене технологічним проектом (схемою) розробки родовища;

− пробурені на морських родовищах у випадку порушення гідротехнічних споруд і технічної неможливості або економічної недоцільності їх відновлення.

8.6 До V категорії відносяться свердловини:

− які розміщені в заборонених зонах (полігонах, водосховищах, населених пунктах, промислових підприємствах тощо);

− які ліквідуються після стихійного лиха (землетруси, зсуви, паводок, порушення морських гідротехнічних споруд, тощо) або в результаті зі м’яття обсадних колон за рахунок геологічних причин (дія сольових пливунів, опускання поверхні землі в процесі розробки родовища тощо), що виключає можливість подальшої їх експлуатації;

− спеціального призначення, які виконали своє завдання;

− які пробурені для проведення дослідно-промислових робіт для проведення методів підвищення нафтогазоконденсатовилучення із пластів або видобування бітумів, які виконали своє призначення і не можуть бути використані для інших цілей.

8.7 До VI категорії відносяться свердловини:

− використання яких в якості видобувних, нагнітальних чи контрольних неможливе через невідповідність їх конструкції умовам експлуатації (діаметр і корозійна стійкість експлуатаційної колони);

− які довгий час перебувають в консервації і які виявилися непридатними для використання при розробці родовищ нафти і газу, а також для інших народногосподарських цілей або введення в дію яких економічно недоцільне.

8.8 Якщо в свердловині, яка підлягає ліквідації по одній із вище наведених категорій, частина стовбура може бути використана для інших цілей (забурювання другого стовбура (відгалуження) свердловини, використання в якості водозабірної для цілей ППТ або питного водопостачання, поглинальної для закачування промислово-стічних вод), то в установленому порядку по відповідній категорії ліквідовується тільки та частина стовбура, яка не може бути використана для інших цілей.

8.9 Порядок прийняття рішення про ліквідацію свердловин, оформлення необхідних документів на ліквідацію свердловин і проведення ліквідації та списання витрат на їх будівництво повинні здійснюватись у відповідності з чинними нормативними актами (положенням, галузевим стандартом). Ліквідація свердловин у встановленому чинними нормативними актами порядку здійснюється надрокористувачем.

8.10 Ліквідація свердловин повинна здійснюватись у відповідності з планом проведення ізоляційно-ліквідаційних робіт свердловин, складеним надрокористувачем самостійно або з участю виконавця ізоляційно-ліквідаційних робіт, і узгодженим з органом Держнаглядохоронпраці.

8.11 Устя і стовбур ліквідованих свердловин обладнуються згідно з типовим проектом проведення ізоляційно-ліквідаційних робіт, розробленим надрокористувачем і погодженим з органами Держнаглядохоронпраці.

На фізично ліквідовані свердловини складається акт фактичного виконання ізоляційно-ліквідаційних робіт, який постійно зберігається разом з іншою технічною документацією про свердловину у надрокористувача або його правонаступника.

8.12 Контроль за порядком ліквідації свердловин і додержанням вимог чинного законодавства про надра при ліквідації свердловин здійснюють органи Держнаглядохоронпраці.

8.13 Контроль за подальшим станом ліквідованих свердловин здійснює господарюючий суб’єкт (надрокористувач), який ліквідував свердловину, або його правонаступник.

8.14 Відновлення свердловин після ліквідації повинне здійснюватись на основі індивідуальних планів робіт з відновлення, які складають нафтогазовидобувні підприємства і організації (надрокористувачі), на ділянках надр наданих у користування яким знаходяться свердловини, що плануються до відновлення. План проведення робіт з відновлення свердловин узгоджується з органами Держнаглядохоронпраці. Вартість відновлених свердловин визначається з урахуванням витрат на їх відновлення.

8.15 Свердловини, які вводяться в експлуатацію після відновлення, повинні бути обладнані устєвим і внутрішньосвердловинним обладнанням згідно з вимог даних Правил.

8.16 Експлуатація відновленої свердловини не повинна погіршувати технологічних показників експлуатації свердловин, передбачених чинним технологічним документом на розробку родовища (покладу).

9 ВПЛИВ НА ПРИСВЕРДЛОВИННУ ЗОНУ ПЛАСТА
(ІНТЕНСИФІКАЦІЯ ПРИПЛИВУ ТА ЗАКАЧУВАННЯ ФЛЮЇДІВ)

9.1 Під впливом на присвердловинну зону пласта слід розуміти комплекс здійснюваних в свердловинах робіт з метою зміни фільтраційних характеристик розкритих пластів або фізико-хімічних властивостей флюїдів, що їх насичують, у безпосередній близькості від вибою видобувної свердловини для підвищення або відновлення продуктивності (приймальності) свердловин і покращення охоплення пластів впливом.

9.2 Роботи з метою впливу на присвердловинну зону пласта проводяться на всіх етапах розробки родовищ (покладів).

9.3 Методи впливу на присвердловинну зону пласта діляться на хімічні, фізичні і термічні. Можливі також різні комбінації цих методів.

9.4 Основні методи впливу на привибійну зону свердловини мають визначатися в технологічних проектних документах і в роботах з авторського нагляду за їх впровадженням, а також в аналізах розробки родовища (покладу).

9.5 Технологія і періодичність проведення робіт з метою впливу на привибійну зону свердловини обґрунтовуються службою розробки родовищ та виробничо-технічною службою нафтогазовидобувного підприємства у відповідності з рекомендаціями технологічних проектних документів на розробку на основі техніко-економічної оцінки їх можливої ефективності.

9.6 Роботи з метою впливу на присвердловинну зону пласта здійснюються у відповідності зі спеціальними планами.

Ці плани складаються службою розробки родовищ та виробничо-технічною службою нафтогазовидобувного підприємства, затверджуються головним технологом (геологом) і головним інженером цього ж підприємства і, при необхідності, погоджуються з органами Держнаглядохоронпраці.

9.7 При плануванні і здійсненні робіт з метою впливу на привибійну зону свердловини, належить керуватися:

− діючими інструкціями для окремих видів впливу на привибійну зону свердловини;

− правилами безпеки в нафтогазовидобувній промисловості;

− вимогами та нормами з охорони надр і навколишнього природного середовища.

9.8 Проведені роботи на свердловині з метою впливу на привибійну зону оформляються спеціальним актом, який підписується майстром, начальником цеху капітального (підземного) ремонту свердловин, старшим геологом цеху, заносяться в паспорт свердловини геологічною службою нафтогазовидобувного цеху (промислу).

Дата добавления: 2015-05-10