МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОШШШЮСТИ

МЕТОДИКА

МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ТЕХНИЧЕСКОЙ НАДЕЖНОСТИ ОБСАДНЫХ КОЛОНН НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН ДЛЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ, НАХОДЯЩИХСЯ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ

ps> р>0-

г. Бугульш,ТатШПИнефтъ 1977 г*

ГШЙСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ пш^мшшноста ОРДЕНА ЛЕНИНА ПЮИЗВОДСТВЕННОЕ ОБЩЩЙЕЕШЕ "ТАТНЕФТЬ"

Ш. В.Д.Ш1Ш

Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (ТатКШШнефть)

МЕТОДИКА

оценки технической Надежности обсадных колонн нефтяных скважин для месторождений, находящихся

на поздней стадии разработки

РД-39- 1'44-78

Бугульма, 1977

стр. ю РД-39-1-44-78

род к, возможно, углекислота, которые облегчает анодную, катодную реакцию ш обе ид реакщш одновременно.

3.1.6.    Коррозионный процесс в шмстошх водах контролирует-ся. в основной, диффузией стимуляторов коррозии к поверхноств металла.

3.1.7.    В соответствии с в. 3.16, наличие движения пластовых вод в заколонвом пространстве скважин значительно усиливает коррозию стала.

Шцт

3.1.8.    Минерализация пластовых вод по разному •'назнтенсиввостъ коррозии стали, в частности в сероводородной коррозии ео влияние незначительно:

3.1.9.    Действительную картину ж интенсивность коррозии обсадных труб достоверно нежно установить обследованием извлеченных обсадных труб, прослуживших не менее 3 лет. Фвктнческая скорость коррозии определяется как отношение максимальней Шубины Каверин в сроку службы колонны до ее извлечения.

3.1.10.    Если надхчве коррозии установлено достоверно, то скорость коррозии в каждой конкретной скважине определяется по сроду службы колонны до первого сквозного проркавления и толщине стенки труб,

3.1.11.    Максимальная фактическая скорость коррозии в каждой скважине является случайной величиной, поэтому на основе окорос-тей коррозии вдаедах из строя обсадных колонн нельзя прогнозировать сроки службы всех скважин.

3.1.12.    Ориентировочно скорость коррозии обсадных труб можно оценить и лаборатории путем определения скорости коррозии образцов трубной стали в наиб елее агрессивных пластовых водах разреза месторождения.

РД-39-1-44-78 СТР.И

3.I.I3. В лабораторных исследованиях используют либо пробы вода, отбираемые из интересующих горизонтов, либо синтетические модели пластовых вод»

ЗДЛ4. При использовании синтетической модели исходную воду тщательно дееерируют барбатированяем чистым инертным газом (гелием, аргоне»»), водородом или азотом. Содержание кислорода после барбатированяи не должно превышать 0,5 мг/л или естественного содержания в пласте, если око больше 0,5 мг/л.

3.1.15.    После доведения ионного состава и концентраций агрессивных газов (Я2 £ и С0₂) до необходимого уровня создают требуемую величину pH добнвной кислого (НС£ или Н₂ $ 0₄) или щелочи

{ ЛОВ юга КШ).

3.1.16.    Вели температура в пласте отличается от комйатной температуры более чем на 5°, то опыта проводят в термостатируемой ванне„

3.1.17.    Корроэионше исследования в пластовых водах ведут в герметичной ячейке.

3.1.18.    В случае сероводородной коррозии (

С ^С02 J > ⁸ ячейке поддерживается атмосферное давление. Веди преобладает углекислотная коррозия ( /" со₂ J” rV_7 ). то в ячейке создается такое давление, которое обеспечивает необходимую концентрацию растворенной углекислоты,

3.1.19.    При сероводородной и углекислотной коррозии сжорост» коррозии пожег быть определена двумя способам»: гравиметричеокн

и снятием вводной ж катодной поляризационных кривых в подулогариф-мичеекях координатах.

3.1.20.    С целы определении установжвнейся скорости в условиях образования твердых цродуктов коррозии даегельяость выдержки

стр» 12    РД-39-1-44-78

образцов в коррозионной среде должна составить не менее 500 пасов, но нетерпении которых извлекаются образца для взвешивания н снимаются поляризационные кривые. Коррозионные потери за первые 100-120 пасов выдержки должны исключаться из общих потерь путем использования контрольных образцов» извлекаемых перез 100--120 часов выдержки»

3.1.21,    Количество параллельных образцов в каждой серии опытов должно составить не менее трех,

3.1.22,    В процессе опытов периодически контролируются и доводятся до первоначального уровня концентрация стимулятора и величина pH, Снижение концентраций Н₂ 3 и С0₂ и величины pH более чем на 20# недопустимо.

3.1.23,    Если имеются сведения о вертикальном движении пластовых вод в заколонном пространстве скважин, то определение скорости коррозии производят в динамических условиях (применение мешалки, круговая циркуляция воды). При атом скорость движения электролита относительно образцов должна соответствовать скорости движения пластовой воды относительно труб в скважине,

3.1.24,    В случае» если обсадные колонны находятся в зоне влияния посторонних электрических полей (электрифицированных железных дорог на постоянном токе» рабочих заземлений системы передачи постоянного тока на расстояния» установок катодной защиты близкорасположенных сооружений я т.п»)» то увеличение скорости коррозии, вызванное Осуждающими токами» определяется снятием кривой распределения падения напряжения вдоль обсадной колонны двухконтактным зондом (например, К-10, й-31, К-3 и т*д.) и распетом по формуле:

РД-39-1-44-78

где а К_а - увеличение скорости коррозии труб в интервале утечки блуждающих токов (в анодной зоне)» м«/год;

AU_vAU_f - величины падения напряжения на концах исследуемого участка анодной зоны» измеренные двухконтактнш зондом, в;

£ - длина этого участка, м; a£j - расстояние между контактами зонда, и; %с - продольное сопротивление I м обсадной трубы, 0 м/м; Д* - диаметр обсадной трубы, м.

3.1*25, Общая скорость коррозии обсадных труб определяется суммированием скоростей коррозии, вызванных действием коррозионной среды и блуждающих токов. Бели достоверно установлено, что анодные зоны во всех скважинах находятся на значительном расстоянии от агрессивных горизонтов скважины, то скорости коррозии не суммируются, а применяется максимальная из них.

а Л. 26. Если экспериментально определенная скорость коррозии больше $ A_n*Kjj, где Г - толщина стеши труб, мм;

Т_ц - планируемый срок разработки месторождения, год; - коэффициент неравномерности коррозии (К^ = I при определении скорости по кавернам на извлеченных трубах; Кц = 10 при лабораторном определении гравиметрическими и пол^физационными измерениями), то необходимо применение защитных мероприятий.

3.2. Оценка ахреосивности сточных вод, закачиваемых в пласты

3.2.1. Промысловые сточные воды, закачиваемые в нагнетательные скважины с целью поддержания пластового давления, вызывают коррозионное разрушение внутренней поверхности обсадных колонн.

Стро 14    РД-39-1-44-78

З_р2.2„ Коррозионная активность сточных вод определяется содержанием в них агрессивных газов (0₂, С0₂»    )    играпцих

роль окислителей и (иди) стимуляторов, депассирумцих анионов (С*“. jdfr), скоростью движения и температурой*

3₀2₀3с Основным окислителем стали в сточных водах является растворенный кислород, диффузия которого к кородирувдей поверхности контролирует катодный процесс коррозии*

3.2.4, Существенное влияние на кинетику коррозии стали в сточных водах оказывают продукты коррозии и солевые отложения ₅ затрудняющие диффузию кислорода к поверхности металла.

3.2.5. Наиболее достоверные сведения об интенсивности коррозии внутренней поверхности обсадных труб можно получить обследованием извлеченных обсадных и насосно-компрессорных труб НКТ, по которым происходит закачка сточных вод. Скорость коррозии в кавернах, язвах в этак случае определяется так же, как и в п.п. 3.19 и ЗЛЛО*

3.2.6v Для визуального обследования состояния внутренней поверхности обсадной колонны по всей ее длине необходимо использовать скважинные фотоаппарат и телевизионное устройство, спускаемые в скважину после тщательной прошвкиа й заполнения скважины чистой водой.

3.2.7.    С целью оперативного определения скорости коррозии

в реальных условиях скважины используют контрольные образцы стали, спускаемые в скважину в специальной кассете до требуемой глубины. Время выдержки кассеты в работающей скважине должно составлять не менее X года.

3.2.8.    Кассета с образцами спускают в скважину на скребко-вой проволоке через устьевой лубрикатор или на конец НКТ.

РД-39-1-44-78 стр. 15

З_а2₀9_о Ориентировочно скорость коррозии металла труб в сточных водах можно определить в лабораторных условиях весовым методом с точным воспроизведением таких факторов» как ионный и газовый состав» содержание органических» минеральных я механических примесей» температура» величина pH ж скорость движения сточной водно Время выдержки образцов в среде должно составлять не менее 240 часов* Причем при определении установившейся скорости коррозии коррозионные потери» имевшие место в течение первых 40-50 часов выдержки, должны исключаться из общих потерь так же, как и в Я.ЗД.20.

ЗсЗо Оценка стойкости тампонажных материалов

3*3.1о Оценка стойкости тампонажных материалов предусматривает выполнение лабораторных и промысловых исследований.

3.3.2.    Лабораторные исследования по оценке стойкости тампонажных материалов в пластовых водах разреза включают;

-    определение изменения плотности цементного камня во времени I

-    определение изменения состава цемента во времени,;

3.3.2.    Промысловые исследования включают:

-    изучение геофизических материалов по качеству цементирования скважин,

-    целевые исследования по оценке изменения основных физических свойств тампонажных материалов в закаленном пространстве в процессе длительной эксплуатации.

3.3.3.    Изучение и обработка промысловых данных по качеству цементирования скважин и оценка изменения основных свойств тампонажного камня во времени производится по материалам цементограш.

3.3.4.    Цри этом определяется:

-    изменение плотности цементного камня во временя;

-    изменение состояния контактных зон цементного камня с обсадными трубав и стенкой скважины,

3.3,5* Дли определения изменения плотности цементного камня во времени выбираются ежважит, пробуренные в разные годы» снимаются диаграммам цементограш ж сопоставлением & жгходшюи цементограадамж*. снятию срезу хе песте окончания прения, отмечаются изменения в качестве цементного камня. Обработка цемен-тограмм производится по методике института* ШШгфошефтегео-физика и инструкции на прибор СГДГ-2.

При отсутствии исходных цементограш в старых скважинах, изменения вшготвости цементного камня определяются по сопоставлению плотности материала напротив водоносных и непроницаемых горизонтов по диаграммам, снятым в процессе эксплуатации.

3.3.6. Изменение состояния контактных зон цементного камня во времени производится путем периодических замеров в скважине с помощью акустических цементомеров.

3*3,7. Исследования по изменению основных физических свойств тампонажных материалов прямыми методами включают отбор проб цементного камня из заколонного пространства специальными приборами типа СКТ-М.

При этом исследуется состояние контактных зон обсадная труба - цементный камень и определяются основные физико-химические свойства цементного камня ( шшералогический состав, плот* ность ).

3.3.8. Результаты прямых и косвенных геофизических и промысловых исследований могут быть существенно дополнены лабораторными ускоренными иегштаниями тампонажных материалов в агрессивных средах нефтяных месторождений.

РД-39-1-44-78 Gtpo 17

3.3.9. Метод ускорении лабораторных испытаний коррозии цементного камня дает возможность определить изменение физико-химических свойств испытуемого материала при непрерывном контакте его с агрессивной средой в течение 5-10 суток.

3*ЗЛ0* Ускорение процесса взаимодействия твердой и жидкой фаз достигается за счет увеличения скорости химического процесса в результате непрерывного отвода продуктов реакции потоком жидкости, охватывающей образец в замкнутой системе.

3*3.11. 0 стойкости испытуемого материала судят по изменению плотности, содержанию CaO, MyO. Si 0₂, А1₂0₃, Ге₂0₃,

СаО_св» М 0_СВ, а также при необходимости проводят петрографические, микроскопические, рентгеноструктурные и др. исследовании образцов*

3.3Л2* Удельный вес определяется путем погружения точной, высушенной до постоянного веса, навески испытуемого материала в щ 5ор Ле-Шателье и по увеличению вытесненного объема раствора ( безидные керосин, бензин, бензол ) расчитывают плотность*

Содержание CaO, М^О, -&0₂, AlgOg, Ге₂0₂, СаО_сВ определено по общепринятым методикам согласно ГОСТа 5382-73*

4. МЕТОДИКА ПРОШОЗИРОВАНЙЯ НАДЕЖНОСТИ СКВАЖИН 4.1* Прогнозирование отказов скважин

4*4*1* Целью прогноза отказав скважин является оценка объема отказов и, следовательно, связанных с ними ремонтно-восстановительных работ на скважинах на ряд дет вперед. Результаты такого прогноза используются для обоснования тех или иных профилактических или защитных мероприятий с целью повышений технической надежности скважин.

4.1.2. Прогнозирование отказов ведется для скважин одной

Стр. 18    РД-39-1-44-78

и той же категории и ковсгрукщш,

4.1.3,    Дея статистического анализа определяется груша скважин данной категории и конструкции, прослуживших не менее некоторого заданного срока, в течение которого должен быть накоплен достаточный для прогноза объем отказов. От величины указанного срока и объема отказов зависят длительность и точность прогнозирования. Анализ статистического материала ведется по форме, приведенное в приложении 2.

4.1.4.    В качестве прогнозируемого признака удобно использовать функцию потока отказов, статисчески определенную как

J_c(t) - £ n-U)///_}    ⁽² }

Uo

где 0(0 - ежегодное количество всех отказов, скважин данной группы в I -ом году эксплуатации; У - фонд скважин в группе; Ь - срок эксплуатации скважин, год.

4.1.5.    Для прогнозирования статистическую ( эмпирическую ) функцию потока отказов аппроксимируют аналитической зависимостью. ( См. приложение 2 ).

4.1.6,    Вид теоретической функции определяется нанесением значений эмпирической функции на различные функциональные координаты. В большинстве случаев это достигается использованием билогарн$тческих и логарифмических координат. Если статистичес* кие данные лучше всего образуют прямую линию в билогарифмичес-кшс координатах, то выбирается степенная функция, а в противном случае - экспоненциальная- При неудовлетворительном соответствии обеих функций задача наиболее точно решается использованием полинома Чебышева-

4.1.7, Постоянное коэффициенты ашроксимирувдей функции

РД-Э9-1-44-78

находятся методом наименьших квадратов» кв что мееее точа», графическим методом.

4.1.8.    С цель» наиболее объективного выборе вина аппрок-

сямирущей функции используется количественный критерий - веля» чина среднеквадратической ошибки, вычисляемой для каждой функции по формуле    ___

S- 1&[Г'“>-г«Р    < з )

*    Л-/»-/

где ? ( L )    -    значение    теоретической    функции    потока    отказов

в t -том году; Д» - число уровней (данных) в дин шческом ряду функции ^_с( t ); Р -число коэффициентов в излучаемых функциях.

4.1.9.    Доверительная прогнозная область для прогнозируемого признака определяется по формуле:

5ft)*P(k)±$ х^±/ш    (4)

где £ - длительность прогнозируемого периода; год; г -

коэффициент корреляции, рассчитываемый по формуле:

₇,    <5)

3>too

где /|s5f 15#, надежность допуска.

4.1.10* Для прогнозирования абсолютного количества отказов скважины одной категории и конструкции группируются по годам бурения и для каждой группы определяются сроки эксплуатации соответствующие прогнознш годам. Количество накопленных отказов находят умножением функции потока отказов на фонд сю ажян данной груши { приложение 3 ).

4.2. Определение закона распределения первичных отказов

4.2.1. Закон распределения первичных отказов характеризует

АЛНОТАЦИЯ

Методика посвящена оценке технической надежности обсадите колонн и эффективности защитных мероприятий для месторождений, находящихся на средней х поздней стадиях разработки»

3 ней отражены вопросы сбора, обработки прошеловой информации по нарушениям герметичности обсадных колонн, оценки агрессивности пластовых к сточных вод, дана методика прогноза надежности обсадных колонн и оценки эффективности защитных мероприятий, когда основной причиной высокой аварийности является коррозионное разрушение.

Методика составлена на основе результатов исследований, выполненных институтом ТатНИПИнефть.

Составители: Р.Т. Булгаков ( объединение "Татнефть" ), МЛ. Загиров, Ф.И. Даутов, РД. Максутов, В.А. Рогова ( ТатНИПИнефть ).

Op. 20    РЙ-39-1-44-78

вероятаость безотказной работа скважин, не имевших ранее коррозионных отказов.

4.2.2.    Аяаляв статистических данных но первичным отказам ведется аналогично о. 4.1.3 с той лишь разницей, что рассматри-вавтся не вое отказы, а только первнчнче ( приложение 2 ). Количество отказавших скважин должно быть равно или более 15-20? рассматриваемого фонда.

4.2.3.    Вид закона распределения отказов выбирается на основании эмпирической ( статистической ) функции распределения.

4.2.4.    Наиболее общим законом распределения при различных втененввостях отказов является распределение ВеЕбулла-Гнеденко

б# Р о ^

( 6 )

( 7 )

где /УУ - интегральная функция распределения первичных отказов

f(t)~ плотность распределения вероятностей отказов; ^ -

параметр масштаба; ления*

4.2.5. Поскольку эмпирическая функция распределения, определенная по п. 4.2.2, соответствует обычно только часта выборки ( в случае; если не все скважины данной группы отказали к дате анализа ), то параметры распределения определяется графически, путем нанесения эмпирической функция распределения и» вероятностную бумагу для распределения Вейбулла-ГНеденко ( рис. 2 ).

Через статистические точки проводится пряная линия

ШИеаг

МЕТОДИКА

«цевки техннчесво* надеазюети обсадив: колони нефтяшх сиваиж» для. местороздвнай, аадодядкхся

на поздней сзадав разработки

РД -39-1-44-78

njicsasou Ышшетерс^;р& нефтяной промышленности И 60 от 25.1.78

Срок введения с 1^07.78.......

Срок действия до    .

I. ЩИВ ДОЖЯШИЯ

1.1.    Потере герметичности обсадных колонн нефтяных в нвг-нетателншх скважин в процессе длительной эксплуатации, в основном, обусловлена ах коррозионным разрушением, хотя не искдючают-оя в езатше стаза, ''вязанные с нарушением технологии крепления в авсвдуагации скважин.

1.2.    Обсадше колонны нефгшых скважин, в продукции которых отсутствует сероводород, разрушаете*, как правило, с внешней стороны нв-за ворровяв вх в контакте с агрессивными пластовыми водаш разреза месторождений.

Z.3. Обсадные колонны нагнетательных сквакин подвержены двухсторонней коррозии я з них каблвдаетея высокая аварийность. Внутренняя коррозия вызывается контактом обсадных труб с закачв-ваемшчк пресными в сточными водаш, агрессивность которых обусловлена наличием растворешого кислорода. Кроме того вноокие давления нагнетания обуслог-гивавт разрушение обсадных труб при достижении критической остаточной тоядвга стенок в пределах 2-3 ш.

стр.4 РД-39-1-44-78

1.4.    С целью снижения аварийности и повышения надежности обеадщ*г колонн нагнетательных скважин необходимо исключить контакт закачиваемых вод с внутренней поверхностью обсадных труб сразу же после сдачи скважшш в эксплуатацию. Для чего закачку производить только по насосно-тюшрессорннм трубам ( НКТ ), пространство между эксплуатационной колонной и НКТ заполнить ингибированной жидкостью, снятием нагрузки на колонну с пошщью пакеруюцих устройств.

1.5.    Общими требованиями к повышению надежности обсадных колонн нефтяных и нагнетательных скважин и выполнению условий охраны недр и окружающей среды от загрязнения являются:

-    изоляция всех вскрытых водоносных пластов в процессе бурения или крепления скважин;

-    подъем тампонажного материала за всеми спущенными колон-чаш до устья скважины;

-    герметизация резьбовых соединений эксплуатационных колонн с применением уплотнительных составов.

1.6.    Не рекомендуется переводить нефтяные скважины в категорию нагнетательных, если конструкция их не отвечает требованиям п.1.5.

2. СБОР, ОБРАБОТКА ПР0ШСЖ)В0Й ШФОШАЦЖ О ТЕХНИЧЕСКОМ СОСТОЯНИИ СКВАЖИН

2.1. Сбор, обработка и анализ промысловой информации.

2.1.1. Основой оценки коррозионного состояния прогнозирования надежности является сбор, обработка и анализ прошсловой информации по нарушениям колонн, состоянию закаленного пространства и установлению связи между нарушениями колонн и агрессивностью пластовых вод, по эффективности ремонтно-восстановитель-

РД-39-1-44-78

ных работ и давних по последующим отказам.

2.1.2.    Сбор промысловой информации включает обор данжх по нарушениям холонн, об интервале нарушения, данные о дате нарушения и вводе скваяида в эксплуатацию» по конструкции скважины, о состоянии заколонного пространства, выполненшсс в скважине работах и затратах на их проведете ( форма сбора промысловой информации в приложении I ).

2.1.3.    Информация по ремонтно-восстановительным работам берется из отчетных данных Управлений по капитальному ремонту скважин и повышению нефтеотдачи пластов С УКПН и КРС ), или по актам на ВЫПОЯ1. ние работ в цехах по капитальному ремонту скважин

( ЦКРС ).

2.1.4.    Информацию по техническому состоянию скважины, о сроках бурения и начале эксплуатации и о конструкции скважины можно получить в паспортах на скважину, находящихся в геологических отделах или ЦНИПРах ЙГ^.

2.1.5.    Обработка промысловой информации включает систематизацию промысловых данных по категориям скважин, по дате окончания бурения, установление функтснальаой зависимости между количеством отказов и сроком эксплуатации.

2.1.6.    Определяется распределение частоты нарушения колот во глубине скважины.

2.1.7.    Определяется распределение нарушений колот в интервале подает цементного раствора и приуроченность нарушений к отдельным интервалам.

2.1.8.    Устанавливается распределение высоты подъема цемент-вюго раствора в загэлоннон пространстве по площадям или месторождении в целом.

Стр.6 РД-Э9-1-44-78

2.1.9.    Обрабатывается информация о водоносных горизонтах,

вскрытых щв буренки скважины, ( соста» вод, тазов, пластовое . ши

давление ), тшяптт устья я возможных перетоках вох в верг • калъноы направлении во захсяошюму пространству.

2.1.10.    Обрабатывается информация по технологии реионтно-восстановитвлыих ребот, прогнозируется объем и прсдоджитель-ность этих работ е учетом технического прогресса.

2.1.11.    Обрабатывается информация об остаточных запасах нефти, подлежащих извлечению через данную скважину и определяются сроки разработки площади ( заявил ).

2.1.12.    Анализ результатов обработки промысловой информации включает установление объективных причин потери герметичности обсадных колонн, определение затрат на проведение ремонтно-восстановительных работ и принятие решения об эффективности и долговечности принятой конструкции скважины, необходимости ее изменения, о рентабельности дальнейшего использования скважины и проведения профилактических мероприятий.

2.2. Оценка технического состояния скважины

2.2.1.    Техническое состояние скважины определяет долговечность скважины как сооружения, предназначенного для долговременной эксплуатации.

2.2.2.    Техническое состояние скважины характеризуется состоянием ствола схважинн, обсадных колонн в цементного кольца.

2.2.2.I. Техническое состояние ствола скважины характеризуется наличием в разрезе попиощавджх и ведопроявляющих горизонтов и перетоков между ни», агреосквностью пластовых фтду*» но отноиенню к металлу а цемаятвоцу камню, устойчивостью ствола и расположением его в пространстве.

РД-39-1-44-78    Стр.7

2.2.2.2.    Пол техническим состоянием обоадвнх колонн подразумевается толщина ставок а заутреня*# диаметр обсадявх труб

х герметичность само* колонны.

2.2.2.3.    Состояние цементного камня характеризуется удельным весом тампонажного материала в загробном пространстве, сцеплением его с обсадными трубами, наличием каналов, дефектов и «есплошностей в цементном камне.

2.2.2.4.    Параметра, характеризующие техническое состояние скважиад, необходимо периодически контролировать с тем, чтобы при изменении их принять копкретгое профилактические мера и учитывать ъ^и производстве различных работ в скважинах.

2.2.3.    К техническому состоянию скважина в зависимости от назначения, сроков разработки предъявляются рад требований, ос-новнши из которых являются:

-    обеспечение длительной безаварийной эксплуатации объекта на ^ссь срок разрабос л месторождения,

-    обеспечение условий охраны недр и окружающей среды от загрязнения.

2.2.4.    Вели применяйте конструкции скважин не гарантируют выполнения требований п. 2.2.3, то должны быть предусмотрены дополнительные мероприятия по повышению надежности z долговечности скважины путем планирования защитных и ремонтао-восетано-вительшх работ.

2.2.5.    Работе по оценке техшчесаого состояния ожважхны производятся существующими методами и включают:

-    определение герметичности эксплуатационной колонны и интервала нарушения,

-    определение высоты подъема и качества цементного кольца

етр. 8 РД-39-1-44.78

в в—пиитом щюстранстве

-    оцраяеяеяме квлпжк перетоков, ях направления д—я ж источник (торнэевт) в закол (жкоы пространстве,

-    нив прошедших достиг до нарушениям колонн, до технологи проведав ж креплен® скваяшщ,

• аа/вет ошоност коррозионного раауум— внутренней ж нарувой поверхности обаамаа кодона.

2.2.6.    Герметичность обеадашх толст является одшш же основ*-ннх показателей технического оостошшя кожш ж определяет необходимость проведения рамоттцо-восставонятельянх работ, зенитных ш-ропрнятжй ж в зависимости от срока служба возмоиность дальнейшей эксплуатации скиидоы в целом.

2.2.7.    Техволохнчесхк геркзтнчность обеадеой колонки определяется опреосовхой ее двжявяжем ялж анализом ооетава жждкостн, поступая»! из ежвамиш.

2.2.8.    Ипер— яетершттееетж обсадной Головин определяется расхсдсметрней, терюнетрлгей, либо последовательной опрессовкой колонне е шипам докеров.

2.2.9.    Ъкот дольем* цемента ж захолонисм цростраавтве является одним кз оонояшх факторов, обесаечжаавжх далгавечяеот» сооружения, тл. качеств—ое цементное кольцо нанимает нелосред-ствежннй контакт агрессивное сред е обсели— трубе*, д—епвв вод в аавакенном простренотее ж цпянигт црокяоетв емст—, обсадная труба - цементный камень - стенка скважины а целей.

2.2.10.    Качество в долговечность цементного надо* в зажоаон» нон пространстве определяется коследэваижямк яоивяехеси геофизических методов, вк—ающпс ц—цтонвры СОТ-2, iKQ.

2.2.11.    Движение вдаотоннг вод в аертяжааьдом нягдодшаи

РД—39—1—44—78    стр» 9

является решапщш фактором, значительно ускорящим скорость коррозии обсадных труб по наружной поверхности за счет постоянного

обновления агрессивной среда и поражением значительных участков

по длине колонны, что следует учитывать при определении скорости

коррозии.

2.2.12.    Направление движения пластовых вод и проявляющие горизонты в заколонном пространстве определяются в основном термометрией, а при изливе пластовых вод через устье направление определяется визуально, источник - термометрией.

2.2.13.    Агрессивность пластовых вод определяется лабораторными исследованиями на скорость коррозии и промысловым обследованием состояния обсадных труб.

3. ОЦЕНКА КОРРОЗИОННОЙ АГРВССЯШОСТИ ПЛАСТОВЫХ И ЛРО&НСЛОШ стенных вод

3.1. Оценка агрессивности пластовых вод

ЗЛ.1. Коррозионная активность пластовых вод определяется содержанием в них окислителей и стимуляторов коррозии ( Н*, 0₂, ^2$ и С0₃ ).

3.1.2.    В большинстве пластовых вод содержанием свободного кислорода можно пренебречь.

3.1.3.    Величина pH пластовых вод редко выходит за пределы 5-8, в которых скорость коррозии существенно не зависит от pH.

3.1.4.    При данных концентрациях окислителей и стимуляторов скорость коррозии стали повышается с увеличением температуры.

3.1.5.    Высокую коррозионную активность пластовых вод обусловливает наличие таких сильных стимуляторов коррозии, как сероводо-