Запрещается приступать к спуску обсадной колонны в скважину, осложненную поглощениями бурового раствора с одновременным флюидопроявлением, осыпями, обвалами, затяжками и посадками бурильной колонны, до ликвидации осложнений.
53 2.9.12. Спуск промежуточных и эксплуатационных колонн необходимо осуществлять с применением клиновых элеваторов, спайдеров или встроенных в ротор клиньев и специальных ключей.
2.9.13. Тип резьбового соединения обсадных труб должен соответствовать ожидаемому флюиду и давлению в процессе эксплуатации.
Момент свинчивания резьбовых соединений обсадных труб контролируется величиной прилагаемого крутящего момента и захода ниппеля в муфту. Эти величины, а также герметизирующие составы для резьбовых соединений и технология их применения должны соответствовать рекомендуемым поставщиком труб или специальным инструкциям для данного типоразмера труб.
2.9.14. Обсадные колонны в пределах интервала цементирования должны оборудоваться элементами технологической оснастки, номенклатура, количество и места установки которых определяются проектом на строительство скважины и уточняются в рабочем плане на спуск колонны.
2.9.15. Для цементирования обсадных колонн необходимо применять серийно выпускаемые тампонажные материалы.
Допускается применение сухих тампонажных смесей, прошедших приемочные испытания, изготавливаемых из компонентов на стационарных или передвижных смесительных установках.
2.9.16. Режим спуска обсадных колонн и гидравлическая программа цементирования должны рассчитываться и осуществляться таким образом, чтобы обеспечивать минимально возможную репрессию на продуктивные горизонты и не допускать осложнений, связанных с гидроразрывом пород и поглощением. В процессе цементирования должна обеспечиваться регистрация параметров, характеризующих этот процесс.
2.9.17. Выбор тампонажных материалов и растворов на их основе должен осуществляться с учетом следующих требований:
- тампонажный материал и сформированный из него камень должны соответствовать диапазону статических температур в скважине по всему интервалу цементирования;
- рецептура тампонажного раствора подбирается по динамической температуре и давлению, ожидаемым в процессе цементирования в скважине, в интервале цементирования;
-
плотность тампонажного раствора должна быть, как правило, не ниже плотности бурового раствора. Ограничением верхнего предела плотности тампонажного раствора при прочих равных условиях является условие недопущения разрыва пород под действием гидродинамического давления в процесс цементирования.
2.9.18. Цементный камень при наличии в цементируемом интервале агрессивных сред должен быть к ним коррозионностойким.
2.9.19. В целях сохранения природной проницаемости пористых и пористо- трещиноватых коллекторов необходимо применять тампонажные растворы с минимально возможной фильтрацией и общей минерализацией, приближающейся к минерализации бурового раствора, используемого при вскрытии этих горизонтов.
2.9.20. Применение цемента без проведения лабораторного анализа в условиях, соответствующих цементированию этой колонны (температура, давление, начало и конец схватывания, загустевание, прочность и др.),
запрещается.
2.9.21. Расчетная продолжительность цементирования колонны не должна превышать 75% от времени начала загустевания тампонажного раствора.
54 2.9.22. Спуск и цементирование обсадных колонн проводятся по плану, составленному буровым предприятием и утвержденному в установленном порядке. К плану прилагаются исходные данные для ее расчета, коэффициенты запаса прочности, результаты расчета колонны и ее цементирования, анализа цемента, а также акт о готовности буровой установки к спуску.
2.9.23. Перед подготовкой ствола скважины к спуску колонны должен быть произведен комплекс электрометрических работ и других исследований, необходимых для детального планирования процесса крепления.
2.9.24. Комплекс геофизических исследований для контроля за качеством крепления скважины должен обеспечивать (после разработки такого метода):
- контроль и регистрацию фактических диаметров и толщины стенок обсадной колонны;
- контроль и регистрацию фактического положения элементов технологической оснастки спущенной колонны;
- получение данных о распределении цемента за колонной;
- выявление каналов и зазоров между цементом и колонной,
цементом и породой при наличии перетоков;
- выявление наличия газа и жидкости в заколонном пространстве.
2.9.25. Конструкция устья скважины и колонных головок должна обеспечивать:
- подвеску с расчетной натяжкой промежуточных и эксплуатационных колонн с учетом компенсации температурных деформаций на всех стадиях работы скважины (колонны), а также подвеску колонны бурильных труб на противовыбросовом оборудовании;
- контроль за возможными флюидопроявлениями за обсадными колоннами;
- возможность аварийного глушения скважины.
2.9.26. В процессе бурения промежуточная колонна должна периодически проверяться на износ для определения ее остаточной прочности и внесения при необходимости изменений в проект.
2.9.27. Цементировочная головка до установки ее на колонну должна быть спрессована давлением, в полтора раза превышающим наибольшее расчетное давление для цементирования скважины, но не более пробного, указанного в паспорте.
2.9.28. Трубопроводы от цементировочного агрегата до цементировочной головки и трубопроводы, по которым должен закачиваться цементный раствор в скважину, следует спрессовать на полуторакратное наибольшее рабочее давление, ожидаемое в процессе цементирования скважины.
2.9.29. Предохранительный клапан цементировочного агрегата должен срабатывать при превышении номинального давления не менее чем на 3,5%.
2.9.30. Скважину разрешается цементировать только при наличии проверенных предохранительных клапанов и манометров на агрегатах, а также манометра на цементировочной головке.
2.9.31. Цементирование скважины должно производиться в дневное время. При вынужденном цементировании скважины в вечернее и ночное время площадки для установки агрегатов должны иметь освещенность не менее 25 лк. Кроме того, каждый цементировочный агрегат должен иметь индивидуальное освещение.
2.9.32. Во время цементирования скважины
запрещается ремонтировать агрегаты, цементировочную головку и трубопроводы, находящиеся под давлением.
2.9.33. В целях безопасности обслуживания агрегатов и возможности отъезда какого- либо из них в сторону, в случае необходимости следует соблюдать следующие расстояния:
55
- от устья скважины до блока манифольда - не менее 10 м;
- от блока манифольда до агрегатов - не менее 5-10 м;
- между цементировочными агрегатами и цементосмесительными машинами - не менее 1,5 м.
2.9.34. Ремонт шнеков и других вращающихся элементов цементосмесительного агрегата, а также очистка его смесительной коробки должны производиться при остановленном двигателе, водителю и кому-либо из обслуживающего персонала запрещается в это время находиться в кабине.
2.9.35. На законченной бурением скважине высота верхнего среза эксплуатационной колонны должна быть определена исходя из местных условий и по согласованию с органами Госгортехнадзора и предприятиями, эксплуатирующими эти месторождения.
2.10. Испытание колонн на герметичность
2.10.1. Испытание кондукторов и промежуточных колонн на герметичность проводится опрессовкой с заполнением их водой от устья до глубины 20-25 м, а в остальной части - буровым раствором, которым проводилась продавка тампонирующей смеси.
2.10.2. Эксплуатационная колонна испытывается на герметичность опрессовкой с предварительной заменой бурового раствора водой. В скважинах на устье которых избыточного давления может не быть, эксплуатационная колонна дополнительно должна испытываться на герметичность снижением уровня воды.
2.10.3. В процессе испытания колонн на герметичность способом опрессовки создаваемое внутреннее давление на трубы должно превышать не менее чем на 10% возможное давление, возникающее при ликвидации нефтегазопроявлений и открытых фонтанов, а также при опробовании и эксплуатации скважин.
2.10.4. Кондуктора и промежуточные колонны вместе с установленным на них противовыбросовым оборудованием после разбуривания цементного стакана и выхода из- под башмака на 1-3 м повторно спрессовываются с закачкой на забой воды в объеме, обеспечивающем подъем ее на 10-20 м выше башмака.
Давление опрессовки определяется необходимостью обеспечения герметичности под башмаком колонны при закрытии устья скважины во время открытого фонтанирования.
2.10.5. В газовых и газоконденсатных скважинах, в нефтяных скважинах с высоким газовым фактором (200 м3 и выше) и других скважинах с избыточным давлением на устье, превышающим 100 кгс/см2, приустьевая часть колонны вместе с колонной головкой после опрессовки водой спрессовывается инертным газом (азотом) на то же давление, что и при гидравлическом испытании.
2.10.6. Межколонное пространство на устье скважины спрессовывается водой на давление, не превышающее остаточную прочность предыдущей колонны,
2.11. Монтаж и эксплуатация противовыбросового оборудования
2.11.1. Монтаж и эксплуатация противовыбросового оборудования производятся в соответствии с требованиями "Инструкции по предупреждению открытого фонтанирования при строительстве, эксплуатации и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин", утвержденной Национальной холдинговой компанией "Узбекнефтегаз" по согласованию с Госгортехнадзором Республики Узбекистан.
2.12. Буровые растворы
56 2.12.1. Тип и свойства бурового раствора в комплексе с технологическими мероприятиями и техническими средствами должны обеспечивать безаварийные условия бурения с высокими технико-экономическими показателями, а также качественное вскрытие продуктивных горизонтов.
2.12.2. Плотность бурового раствора при вскрытии газонефтеводонасыщенных пластов должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий.
2.12.3. Минимальное превышение гидростатического давления столба бурового раствора относительно кровли вскрываемого пласта приведено в табл. 2 с учетом глубины скважины и аномальности пластового давления:
Таблица 2
Глубина скважины
(интервал), м
Минимальное превышение гидростатического давления столба раствора над пластовым (репрессия), кгс/см² для нефтеводонасыщенных пластов для газоносных, газоконденсатных пластов, а также пластов в неизученных интервалах разведочных скважин
<1000 1001-2500 2500-4500
>4501 10,0 15,0 20,0 25,0 15,0 20,0 22,0 27,0
К указанному выше значению репрессии добавляется величина произведения А К
ан,
где
А - коэффициент, учитывающий колебания гидростатического давления при спуско- подъемных операциях; К
ан
-коэффициент аномального пластового давления (проектного или фактического) по отношению к гидростатическому при плотности воды 1 г/см². При диаметре ствола скважины d<215,9 мм-А = 5, при d >215,9 мм -А=3.
Пример расчета суммарной репрессии
В интервале 4000-5000 м диаметр ствола скважины 165 мм, вскрывается газонасыщенный горизонт с коэффициентом аномальности К
ан
=1,8, тогда суммарная репрессия будет:
Р=22,5+(1,8х5)=31,532 кгс/см², где Р - дополнительное давление на пласт (суммарная репрессия).
Примечание. Нормальное пластовое давление в любых геологических условиях равно
гидростатическому давлению столба воды плотностью 1 г/см³ от
кровли пласта до поверхности. Аномальные пластовые давления
характеризуются любым отклонением от нормального.
2.12.4. Максимально допустимая репрессия (с учетом гидродинамических потерь) должна исключать возможность гидроразрыва или интенсивного поглощения бурового раствора на любой глубине интервала совместимых условий бурения.
2.12.5. В интервалах, сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми сланцами и солями, склонными в процессе бурения к потере устойчивости и текучести, плотность, фильтрация и химсостав бурового раствора устанавливаются исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины.
57
Допускается депрессия на стенки скважины в пределах 10-15% эффективных скелетных напряжений (разница между горным и паровым давлением указанных пород), если это не вызывает угрозу течения, осыпей, обвалов и не приводит к газонефтеводопроявлениям.
Пример расчета плотности бурового раствора
В интервале 3500-4000 м залегают глины с коэффициентом аномальности перового давления К
ан
=1,6.
Вскрытие глины планируется с депрессией на стенки скважины, равной 12% скелетных напряжений.
Паровое давление на глубине 4000 м:
Р
пор
= 1,6x0,1x4000 = 640 кгс/см².
Горное давление на глубине 4000 м:
Р
гор
= 0,1x2,3x4000= 920 кгс/см²
Скелетное напряжение:
Р= Р
гор
-Р
пор
=920-640=280 кгс/см².
Отсюда 12% от Р составляет 34 кгс/см², тогда проектная плотность бурового раствора будет:
Y=
(640−34)х10 4000
=1,51 г/см³
Если при выбранных значениях плотности бурового раствора наблюдаются посадки или затяжки инструмента, оптимальное значение плотности раствора следует подобрать путем ступенчатого ее повышения.
2.12.6. По совместному решению проектировщика, заказчика и подрядчика допускаются отклонения от требований п. 2.12.4 настоящих Правил в случае поглощения бурового раствора в процессе бурения (с выходом или без выхода циркуляции), вскрытия коллекторов при забойном давлении, приближающемся к пластовому.
Углубление скважины в этих условиях должно осуществляться по специальному плану с комплексом мероприятий по предотвращению газонефтеводопроявлений, согласованному с противофонтанной службой.
2.12.7.
Не допускается превышение плотности бурового раствора (освобожденного от газа),
находящегося в циркуляции, более чем на 0,02 г/см3 от установленной проектом.
2.12.8. Рецептура и методика приготовления, обработки, утяжеления и очистки бурового раствора разрабатываются научно-исследовательскими организациями или лабораториями головного предприятия, а контролируются лабораториями буровых предприятий на основе регламентов.
Обработка бурового раствора химическими реагентами и утяжелителями проводится в соответствии с регламентами и регистрируется в журнале контроля параметров раствора.
Перед добавлением в утяжеленный буровой раствор нефти, смазывающих добавок и поверхностно-активных веществ следует проводить лабораторную оценку нефтесмачиваемости и флокуляции применяемого барита.
При флокуляции барита необходимо провести предварительную обработку раствора гидрофилизирующими реагентами.2
58 2.12.9. В процессе бурения и промывки скважины свойства бурового раствора должны контролироваться с периодичностью, установленной буровым предприятием для данной площади (месторождения).
2.12.10. Показатели свойств бурового раствора не реже одного раза в неделю должны контролироваться лабораторией бурового предприятия с выдачей начальнику буровой
(буровому мастеру) результатов и рекомендаций по приведению параметров раствора к указанным в проекте.
2.12.11. Перед и после вскрытия пластов с аномально высоким давлением при возобновлении промывки скважины после спуско-подъемных операций, геофизических исследований, ремонтных работ и простоев начинать контроль плотности и вязкости, газосодержания бурового раствора следует сразу после восстановления циркуляции.
2.12.12. При вскрытии газоносных горизонтов и дальнейшем углублении скважины
(до спуска очередной обсадной колонны) должен проводиться контроль бурового раствора на газонасыщенность.
2.12.13. Если объемное содержание газа в буровом растворе превышает 1%, то должны приниматься меры по его дегазации, свыше 2% производственный процесс приостанавливается и выявляются причины насыщения раствора газом.
2.12.14. Повышение плотности бурового раствора, находящегося в скважине, путем закачивания отдельных порций утяжеленного раствора
запрещается.
2.12.15. При
применении эмульсионных, ингибированных и недиспергирующих полимерных буровых растворов, растворов на нефтяной основе и др. контроль показателей свойств, характерных для каждого специального раствора, и их регулирование проводится согласно инструкции по применению.
2.12.16. Очистка бурового раствора от выбуренной породы и газа должна осуществляться комплексом средств, предусмотренных проектом на строительство скважины, в последовательности: скважина - блок грубой очистки (вибросито) - дегазатор
- блок тонкой очистки (песко- и влагоотделитель) - блок регулирования твердой фазы
(гидроциклонные глиноотделители, центрифуга).
2.12.17. При применении буровых растворов на углеводородной основе (известково- битумных, инвертно-эмульсионных и др.) должны быть приняты меры по предупреждению загрязнения рабочих мест и загазованности воздушной среды. Для контроля загазованности должны проводиться замеры воздушной среды у ротора, блока приготовления раствора, вибросит и в насосном помещении, а при появлении загазованности - приниматься меры по ее устранению.
При концентрации паров углеводородов выше 300 мг/м3 работы должны быть приостановлены, люди выведены из опасной зоны.
2.12.18. Температура самовоспламенения раствора на углеводородной основе должна на 50°С превышать максимально ожидаемую температуру раствора на устье скважины.
2.13. Спуско-подъемные операции 2.13.1. Ведение спуско-подъемных операций должно осуществляться с применением различных механизмов и инструментов в соответствии с инструкциями, утвержденными в установленном порядке.
2.13.2. Скорости спуско-подъемных операций регламентируются проектом с учетом допустимого колебания гидродинамического давления. При отклонении реологических свойств бурового раствора от проектных необходимо внести коррективы в регламент по скорости спуско-подъемных операций с учетом допустимых колебаний гидродинамического давления.
59 2.13.3. Для предупреждения газонефтеводопроявлений и обвалов стенок скважины в процессе подъема колонны бурильных труб следует производить, долив бурового раствора в скважину.
Режим долива устанавливается проектом. Он может быть, как непрерывным с поддержанием уровня на устье скважины, так и периодическим с опорожнением скважины на безопасно допустимую глубину.
Свойства бурового раствора,
доливаемого в скважину, не должны отличаться от находящегося в ней.
2.13.4. Объем вытесняемого из скважины при спуске бурильных труб и доливаемого раствора при их подъеме должен контролироваться и сопоставляться с объемом поднятого или спущенного металла бурильных труб с учетом налипшей пленки бурового раствора на их внутренней поверхности.
При разнице между объемом доливаемого (вытесняемого) бурового раствора и объемом металла поднятых (спущенных) труб подъем (спуск) должен быть прекращен и приняты меры, предусмотренные инструкцией по действию вахты при газонефтеводопроявлениях.
2.13.5. При подъеме бурильной колонны наружная поверхность труб должна очищаться от пленки бурового раствора с помощью специальных приспособлений
(обтираторов).
2.13.6. Подъем бурильной колонны при наличии сифона или поршневания
Скачать 1.97 Mb.