|
Стр. 4
гидродинамического давления в процессе цементирования.
Цементный камень при наличии в цементируемом интервале
агрессивных сред должен быть коррозионностойким к воздействию этих
сред.
2.7.4.8. Обсадные колонны в пределах интервала цементирования
должны оснащаться элементами технологической оснастки,
номенклатура и количество которых определяются проектом на
строительство скважины, а места установки уточняются в рабочем
плане на спуск колонны.
2.7.4.9. Режим спуска обсадных колонн и гидравлическая
программа цементирования должны рассчитываться и осуществляться
таким образом, чтобы обеспечить 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.
2.7.4.10. Направления и кондуктора цементируются до устья. В
нижележащей части стратиграфического разреза цементированию
подлежат:
- продуктивные горизонты, кроме запроектированных к
эксплуатации открытым забоем;
- продуктивные отложения, не подлежащие эксплуатации, в том
числе с непромышленными запасами;
- истощенные горизонты;
- водоносные проницаемые горизонты;
- горизонты вторичных (техногенных) скоплений нефти и газа;
- интервалы, сложенные пластичными породами, склонными к
деформациям;
- интервалы, породы которых или продукты их насыщения способны
вызывать ускоренную коррозию обсадных труб.
2.7.4.11. Высота подъема тампонажного раствора над кровлей
продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого
цементирования или узлом соединения секций обсадных колонн, а
также башмаком предыдущей обсадной колонны в нефтяных и газовых
скважинах должна составлять соответственно не менее 150 м и 500 м.
2.7.4.12. Все вышеуказанные интервалы цементирования
объединяются в один общий. Разрыв сплошности цементного кольца по
высоте за обсадными колоннами не допускается. Исключения
составляют случаи встречного цементирования в условиях поглощения.
2.7.4.13. Общая проектная высота подъема тампонажного раствора
за обсадными колоннами должна обеспечивать:
- превышение гидростатических давлений составного столба
бурового раствора и жидкости затворения цемента над пластовыми
давлениями перекрываемых флюидосодержащих горизонтов;
- исключение гидроразрыва пород или развитие интенсивного
поглощения раствора;
- возможность разгрузки обсадной колонны на цементное кольцо
для установки колонной головки.
При ступенчатом цементировании, спуске колонн секциями нижние
и промежуточные ступени обсадных колонн, а также потайные колонны
должны быть зацементированы по всей длине.
2.7.4.14. При перекрытии кондуктором или промежуточной
колонной зон поглощения, пройденных без выхода циркуляции,
допускается подъем тампонажных растворов до подошвы поглощающего
пласта с последующим (после ОЗЦ) проведением встречного
цементирования через межколонное пространство. Запрещается
приступать к спуску технических и эксплуатационных колонн в
скважину, осложненную поглощениями бурового раствора с
одновременным флюидопроявлением, осыпями, обвалами, затяжками и
посадками бурильной колонны, до ликвидации осложнений.
2.7.4.15. Цементировочная головка до ввода ее в эксплуатацию и
далее с периодичностью, установленной документацией изготовителя,
должна быть опрессована давлением, в 1,5 раза превышающим
максимальное расчетное рабочее давление при цементировании
скважины.
2.7.4.16. Нагнетательные трубопроводы для цементирования до
начала процесса должны быть опрессованы на полуторакратное
ожидаемое рабочее давление. Порядок работ по цементированию
устанавливается документацией, разработанной тампонажной
организацией и согласованной с буровой организацией.
2.7.4.17. В целях обеспечения безопасности производства работ
при креплении скважин агрегаты необходимо устанавливать на заранее
подготовленной площадке, при этом должны соблюдаться следующие
расстояния:
- от устья скважин до блок-манифольдов, агрегатов - не менее
10 метров;
- от блок-манифольдов до агрегатов - не менее 5 метров;
- между цементировочными агрегатами и цементосмесительными
машинами - не менее 1,5 метров.
Кабины передвижных агрегатов должны быть расположены в
противоположную от цементируемой скважины сторону.
2.7.4.18. Результаты спуска обсадной колонны и ее
цементирование оформляются актами по установленной форме и
хранятся в деле скважины на протяжении всего периода ее
эксплуатации наряду с заключениями геофизических организаций о
фактическом состоянии цементного камня за обсадными колоннами.
2.7.5. Испытание крепи скважин на герметичность
2.7.5.1. Все кондукторы, промежуточные и эксплуатационные
колонны, несущие на себе противовыбросовое оборудование, после
установки цементных мостов для изоляции опробованных объектов,
после окончания ОЗЦ должны подвергаться испытанию на герметичность
и качество цементирования. Порядок и условия проведения испытаний
устанавливаются в соответствии с требованиями Госгортехнадзора
России. Все расчетные параметры испытаний устанавливаются с учетом
фактического состояния скважины.
2.7.5.2. 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.
Эксплуатационная колонна испытывается на герметичность
опрессовкой с предварительной заменой бурового раствора на
техническую воду (в том числе минерализованную). В скважинах, на
устье которых избыточного давления может не быть, эксплуатационная
колонна дополнительно должна испытываться на герметичность
снижением уровня воды до динамического уровня при механизированной
добыче нефти.
2.7.5.3. 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 газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, а также
при опробовании и эксплуатации скважины. Колонна считается
герметичной, если в течение 30 минут давление опрессовки снизилось
не более чем на 5 кгс/см2 (0,5 МПа). Присутствие представителя
заказчика на опрессовке обязательно.
2.7.5.4. Кондуктор и промежуточная колонна вместе с
установленным на них противовыбросовым оборудованием после
разбуривания цементного стакана и выхода из-под башмака на 1 - 3 м
повторно опрессовывается с закачкой на забой воды в объеме,
обеспечивающем подъем ее на 10 - 20 м выше башмака.
Давление опрессовки определяется необходимостью обеспечения
герметичности цементной крепи за башмаком колонны при закрытии
устья скважины во время открытого фонтанирования.
Результаты опрессовки оформляются актом.
2.7.5.5. В газовых и газоконденсатных скважинах, а также в
нефтяных скважинах с высоким (более 200 м3/т) газовым фактором,
других скважинах с ожидаемым избыточным давлением на устье более
100 кгс/см2 (10 МПа) приустьевая часть колонны вместе с колонной
головкой после опрессовки водой дополнительно опрессовывается
инертным газом (азотом) давлением в соответствии с проектом.
В обоснованных случаях разрешается по согласованию с
территориальными органами Госгортехнадзора России производить
опрессовку воздухом.
2.7.5.6. Способ, параметры и технология опрессовки
межколонного пространства устанавливаются рабочим проектом.
Межколонное пространство на устье скважины опрессовывается водой
или незамерзающей жидкостью на давление, не превышающее остаточную
прочность предыдущей колонны и прочность на сжатие цементного
камня заколонного пространства.
При наличии в межколонном пространстве интервала открытого
стратиграфического разреза оценка герметичности при опрессовке
оценивается не по падению давления, а по отсутствию видимых утечек
рабочего агента по соединениям устьевой обвязки и заколонных
проявлений вокруг устья скважины. Величина давления
устанавливается проектом.
2.7.5.7. Во всех случаях плотность опрессовочной жидкости
должна быть достаточной для компенсации избыточных наружных
давлений до уровня, предотвращающего возможность смятия обсадных
колонн внешним давлением.
2.7.6. Монтаж и эксплуатация
противовыбросового оборудования
2.7.6.1. На кондуктор, промежуточные колонны, ниже которых при
бурении возможно вскрытие газонефтеводопроявляющих отложений, а
также на эксплуатационную колонну при проведении в ней работ,
связанных со вскрытием продуктивного горизонта, и других работ со
вскрытым продуктивным пластом устанавливается противовыбросовое
оборудование. Обсадные колонны должны быть обвязаны между собой
колонными головками. Рабочее давление колонной головки должно быть
не менее давления опрессовки обсадной колонны на герметичность,
рассчитываемого на каждом этапе бурения скважины из условий полной
замены в скважине бурового раствора пластовым флюидом или
газожидкостной смесью и герметизации устья скважины при ликвидации
открытого фонтана.
2.7.6.2. Эксплуатация противовыбросового оборудования
осуществляется в соответствии с техническими условиями
изготовителей.
2.7.6.3. Превенторная установка, манифольд (линии
дросселирования и глушения), система гидроуправления превенторами,
пульт управления дросселем, сепаратор (трапно-факельная установка)
выбираются в зависимости от конкретных горно-геологических условий
с учетом возможности выполнения следующих технологических
операций:
- герметизации устья скважины при спущенной бурильной колонне
и без нее;
- вымыва пластового флюида, поступившего в скважину, на
поверхность;
- подвески колонны бурильных труб на плашках превентора после
его закрытия;
- срезания бурильной колонны;
- контроля за состоянием скважины во время глушения;
- расхаживания бурильной колонны для предотвращения ее
прихвата;
- спуска или подъема части или всей бурильной колонны при
загерметизированном устье скважины.
2.7.6.4. Выбор типа противовыбросового оборудования и колонной
головки осуществляется проектной организацией. Схема установки и
обвязки противовыбросового оборудования, блоков глушения и
дросселирования разрабатывается буровой организацией на основе
установленных требований и согласовывается с органами
Госгортехнадзора России, противофонтанной службой и заказчиком.
При этом следует руководствоваться следующими положениями:
- при вскрытии скважиной изученного разреза, представленного
нефтяными и водяными (с растворенным газом) пластами с нормальным
давлением, после спуска кондуктора или промежуточной колонны на
устье устанавливается превенторная установка, обеспечивающая
герметизацию скважины при спущенной колонне и без нее (два
превентора - с трубными и глухими плашками, универсальный
превентор);
- три или четыре превентора, в том числе один универсальный,
устанавливаются на скважине при вскрытии газовых, нефтяных и
водяных горизонтов с аномально высоким давлением. Необходимость
установки превентора со срезающими плашками при ожидаемом
избыточном давлении на устье скважины ниже 350 кгс/см2 (35 МПа) и
объемном содержании сероводорода до 6% определяется организацией
по согласованию с территориальными органами Госгортехнадзора
России, исходя из характеристики пласта (состав флюида,
пористость, проницаемость, дебит и др.);
- четыре превентора, в том числе один превентор со срезающими
плашками и один универсальный, устанавливаются на устье в случаях:
а) вскрытия пластов с аномально высоким давлением и объемным
содержанием сероводорода более 6%, а также с наличием сероводорода
до 6% и избыточным давлением на устье более 350 кгс/см2 (35 МПа);
б) использования технологии спуска и подъема труб при
избыточном давлении герметизированного устья;
в) на всех морских скважинах.
2.7.6.5. Все отступления в обвязке устья бурящихся скважин
противовыбросовым оборудованием от требований настоящих Правил
допускаются по специальному разрешению территориальных органов
Госгортехнадзора России при представлении организацией
исчерпывающего обоснования, согласованного с противофонтанной
службой.
2.7.6.6. Линии сбросов на факелы от блоков глушения и
дросселирования должны надежно закрепляться на специальных опорах
и направляться в сторону от производственных и бытовых сооружений
с уклоном от устья скважины.
Длина линий должна быть:
- для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200 м3/т - не
менее 30 м;
- для нефтяных скважин с газовым фактором более 200 м3/т,
газовых и разведочных скважин - не менее 100 м.
На вновь разведуемых площадях длина линий устанавливается
проектом с учетом нормативов отвода земель и охранных зон, но не
должна быть менее 50 м.
Линии и установленные на них задвижки должны иметь внутренний
диаметр, одинаковый с внутренним диаметром отводов крестовины;
после блока задвижек допускается увеличение их диаметра не более
чем на 30 мм.
Расстояние от концов выкидного манифольда до всех коммуникаций
и сооружений, не относящихся к объектам буровой установки, должно
быть не менее 100 м для всех категорий скважин.
Для скважин, сооружаемых с насыпного основания и ограниченных
площадок, длина линий от блоков глушения и дросселирования должна
устанавливаться подрядчиком по согласованию с заказчиком,
территориальными органами Госгортехнадзора России.
Допускается направлять линии сброса в одну сторону с
использованием узлов и деталей, имеющих паспорта установленного
образца.
2.7.6.7. На скважинах, где ожидаемое давление на устье
превышает 700 кгс/см2 (70 МПа), устанавливается заводской блок с
тремя регулируемыми дросселями - два с дистанционным и один с
ручным управлением.
Во всех остальных случаях установка регулируемых дросселей с
дистанционным управлением производится в зависимости от конкретных
условий и решается руководством организации при утверждении в
установленном порядке схемы обвязки и установки противовыбросового
оборудования.
2.7.6.8. Манометры, устанавливаемые на блоках дросселирования
и глушения, должны иметь верхний предел диапазона измерений, на
30% превышающий давление совместной опрессовки обсадной колонны и
противовыбросового оборудования.
Система нагнетания гидроаккумулятора должна включать
устройство автоматического отключения насоса при достижении в ней
номинального рабочего давления.
2.7.6.9. Противовыбросовое оборудование должно собираться из
узлов и деталей заводского изготовления отечественной или
импортной поставки.
Допускается применение отдельных узлов и деталей,
изготовленных на базах производственного обслуживания организации
в соответствии с техническими условиями, согласованными с
противофонтанной службой и утвержденными в установленном порядке.
Изготовленные узлы и детали должны иметь паспорта по установленной
форме.
2.7.6.10. Для управления превенторами и гидравлическими
задвижками устанавливаются основной и вспомогательный пульты.
Основной пульт управления - на расстоянии не менее 10 м от
устья скважины в удобном и безопасном месте.
Вспомогательный - непосредственно возле пульта бурильщика. Он
включается в режим оперативной готовности перед вскрытием
продуктивных и газонефтеводопроявляющих пластов.
2.7.6.11. Штурвалы для ручной фиксации плашек превенторов
должны быть установлены в легкодоступном месте, иметь
взрывобезопасное освещение и укрытие. На стенке укрытия должны
быть нанесены стрелки направления вращения штурвалов, количество
оборотов, необходимых для закрытия превентора. На задвижке перед
дросселем должна быть закреплена табличка с указанием допустимого
давления для устья скважины, допустимого давления для самого
слабого участка скважины и плотности раствора, по которой это
давление определено.
2.7.6.12. При вскрытии коллекторов, насыщенных нефтью и газом,
на буровой необходимо иметь два шаровых крана. Один
устанавливается между рабочей трубой и ее предохранительным
переводником, второй является запасным.
При вскрытии газовых пластов с аномально высоким давлением,
сероводородсодержащих горизонтов на буровой должно быть три крана.
Один шаровой кран устанавливается между рабочей трубой и
вертлюгом, второй - между рабочей трубой и ее предохранительным
переводником, третий является запасным.
Все шаровые краны должны находиться в открытом состоянии.
Помимо шаровых кранов на буровой необходимо иметь два обратных
клапана с приспособлением для установки их в открытом положении.
Один кран является рабочим, второй - резервным.
2.7.6.13. Превентора вместе с крестовинами и коренными
задвижками до установки на устье скважины опрессовываются водой на
рабочее давление, указанное в паспорте. При кустовом способе
бурения сроки опрессовки ПВО на рабочее давление определяются по
согласованию с территориальными органами Госгортехнадзора России.
После ремонта, связанного со сваркой и токарной обработкой
корпуса, превенторы опрессовываются на пробное давление.
Превентор со срезающими плашками должен быть опрессован на
стенде на рабочее давление при закрытых плашках, а
работоспособность превентора проверена путем открытия и закрытия
плашек.
Результаты опрессовки оформляются актом.
2.7.6.14. После монтажа, до разбуривания цементного стакана,
превенторная установка до концевых задвижек манифольдов высокого
давления должна быть опрессована водой, азотом или воздухом на
давление опрессовки обсадной колонны.
Выкидные линии после концевых задвижек опрессовываются водой
на давление:
- 50 кгс/см2 (5 МПа) - для противовыбросового оборудования,
рассчитанного на давление до 210 кгс/см2 (21 МПа);
- 100 кгс/см2 (10 МПа) - для противовыбросового оборудования,
рассчитанного на давление выше 210 кгс/см2 (21 МПа).
Результаты опрессовки оформляются актом.
2.7.6.15. После монтажа и опрессовки превенторной установки
совместно с обсадной колонной, опрессовки цементного кольца за
обсадной колонной дальнейшее бурение скважины может быть
продолжено после получения специального разрешения технического
руководителя организации, выдаваемого в соответствии с порядком,
согласованным с территориальными органами Госгортехнадзора России
и противофонтанной службой.
2.7.6.16. Плашечные превенторы должны периодически проверяться
на закрытие и открытие. Периодичность проверки устанавливается
буровой организацией.
2.7.6.17. При замене вышедших из строя деталей превентора или
одного из узлов превенторной сборки, смене плашек на устье
превенторную установку подвергают дополнительной опрессовке на
величину давления испытания колонны.
Результаты опрессовки оформляются актом.
2.7.6.18. Плашки превенторов, установленных на устье скважины,
должны соответствовать диаметру применяемых бурильных труб.
Глухие плашки устанавливают в нижнем превенторе, когда в
сборке отсутствует превентор со срезающими плашками.
2.7.6.19. При разноразмерном инструменте на мостках необходимо
иметь специальную опрессованную трубу с переводником и шаровым
краном (или обратным клапаном), по диаметру и прочностной
характеристике соответствующую верхней секции используемой
бурильной колонны. Бурильная труба, переводник и шаровой кран
окрашиваются в красный цвет.
2.7.6.20. При спуске обсадных колонн в скважины со вскрытыми
высоконапорными пластами и несоответствии установленного
универсального превентора ожидаемым устьевым давлениям плашки
одного из превенторов заменяются на плашки, соответствующие
диаметру спускаемой обсадной колонны или на приемных мостках
должна находиться специальная (стальная, с соответствующими
прочностными характеристиками) бурильная труба с переводником под
обсадную трубу и шаровым краном в открытом положении,
опрессованные на соответствующее давление.
2.7.6.21. Для беспрепятственного доступа обслуживающего
персонала к установленному на устье противовыбросовому
оборудованию под буровой должен быть сделан твердый настил.
2.7.6.22. Все схемы противовыбросовой обвязки устья скважины в
верхней части должны включать фланцевую катушку и разъемные
воронку и желоб для облегчения работ по ликвидации открытых
фонтанов.
2.7.7. Предупреждение газонефтеводопроявлений
и открытого фонтанирования скважин
2.7.7.1. Требования настоящих Правил к рабочим проектам на
строительство скважин, буровым растворам, конструкции и креплению
скважин, монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования
обеспечивают возможность трехстадийной защиты от возникновения
открытых фонтанов. Реализация этих возможностей может быть
достигнута при выполнении дополнительных условий, устанавливаемых
в этом разделе Правил.
2.7.7.2. К работам на скважинах с возможными
газонефтеводопроявлениями допускаются рабочие и специалисты,
прошедшие подготовку по курсу "Контроль скважины. Управление
скважиной при газонефтеводопроявлениях" в специализированных
учебных центрах. Проверка знаний и переподготовка этих кадров
проводятся не реже одного раза в 3 года.
2.7.7.3. Перед вскрытием пласта или нескольких пластов с
возможными флюидопроявлениями необходимо разработать и реализовать
мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и провести:
- инструктаж членов буровой бригады по практическим действиям
при ликвидации газонефтеводопроявлений согласно плану ликвидации
аварии (ПЛА), разработанному в соответствии с Приложением 5;
- проверку состояния буровой установки, противовыбросового
оборудования, инструмента и приспособлений;
- учебную тревогу. Дальнейшая периодичность учебных тревог
устанавливается буровой организацией;
- оценку готовности объекта к оперативному утяжелению бурового
раствора, пополнению его запасов путем приготовления или доставки
на буровую.
Организация работы по предупреждению газонефтеводопроявлений в
организации должна осуществляться в соответствии с требованиями,
установленными Госгортехнадзором России.
2.7.7.4. При обнаружении газонефтеводопроявлений буровая вахта
обязана загерметизировать канал бурильных труб, устье скважины,
информировать об этом руководство буровой организации,
противофонтанную службу и действовать в соответствии с
документацией по ликвидации проявления. Перед герметизацией канала
бурильных труб должны быть сняты показания манометров на стояке и
в затрубном пространстве, время начала проявления, вес инструмента
на крюке.
2.7.7.5. После закрытия превенторов при
газонефтеводопроявлениях необходимо установить наблюдение за
возможным возникновением грифонов вокруг скважины и пропусков
(жидкости, газа) в соединениях и узлах противовыбросового
оборудования.
2.7.7.6. Для предупреждения газонефтеводопроявлений и обвалов
стенок скважины в процессе подъема колонны бурильных труб следует
производить долив бурового раствора в скважину. Режим долива
должен обеспечивать поддержание уровня раствора в скважине близким
к ее устью. Предельно допустимое понижение уровня раствора
устанавливается проектом с учетом допусков по п. 2.7.3.3 настоящих
Правил. Свойства бурового раствора, доливаемого в скважину, не
должны отличаться от находящегося в ней.
2.7.7.7. Объемы вытесняемого из скважины при спуске бурильных
труб и доливаемого раствора при их подъеме должны контролироваться
и сопоставляться с объемом поднятого или спущенного металла труб
бурильной колонны. При разнице между объемом доливаемого бурового
раствора и объемом металла поднятых труб более 0,5 м3 подъем
должен быть прекращен и приняты меры, предусмотренные
документацией по действию вахты при прямых и косвенных признаках
начала и развития газонефтеводопроявлений (ПЛА).
2.7.7.8. 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, вязкости,
газосодержания бурового раствора следует сразу после
восстановления циркуляции.
2.7.7.9. При вскрытии газоносных горизонтов и дальнейшем
углублении скважины (до спуска очередной обсадной колонны) должен
проводиться контроль бурового раствора на газонасыщенность.
Запрещается производить подъем бурильной колонны до
выравнивания свойств бурового раствора по всему циклу циркуляции.
2.7.7.10. При бурении в продуктивном газовом пласте
механическая скорость должна ограничиваться до значений, при
которых обеспечивается дегазация бурового раствора.
2.7.7.11. Если объемное содержание газа в буровом растворе
превышает фоновое на 5%, то должны приниматься меры по его
дегазации, выявлению причин насыщения раствора газом (работа
пласта, поступление газа с выбуренной породой, вспенивание и т.д.)
и их устранению.
2.7.7.12. К подъему бурильной колонны из скважины, в которой
произошло поглощение бурового раствора при наличии
газонефтеводопроявления, разрешается приступить только после
заполнения скважины до устья и отсутствия перелива в течение
времени, достаточного для подъема и спуска бурильной колонны.
2.7.7.13. Бурение скважин с частичным или полным поглощением
бурового раствора (воды) и возможным флюидопроявлением проводится
по специальному плану, который согласовывается с проектировщиком,
противофонтанной службой и заказчиком.
2.7.7.14. При установке ванн (нефтяной, водяной, кислотной)
гидростатическое давление столба бурового раствора и жидкости
ванны должно превышать пластовое давление. При вероятности или
необходимости снижения гидростатического давления ниже пластового
работы по расхаживанию бурильной колонны следует проводить с
герметизированным затрубным пространством и с установленным в
бурильных трубах шаровым краном, с разработкой и осуществлением
мер безопасности в соответствии с ПЛА.
2.7.7.15. Оборудование, специальные приспособления,
инструменты, материалы, спецодежда, средства страховки и
индивидуальной защиты, необходимые для ликвидации
газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, должны находиться
всегда в полной готовности на складах аварийного запаса
специализированных организаций (служб).
2.7.7.16. Подъем бурильной колонны при наличии сифона или
поршневания запрещается. При их появлении подъем следует
прекратить, провести промывку с вращением и расхаживанием колонны
бурильных труб.
При невозможности устранить сифон (зашламованность турбобура,
долота, другие причины) подъем труб следует проводить на
скоростях, при которых обеспечивается равенство извлекаемых
объемов металла труб, жидкости и доливаемого в скважину раствора.
При невозможности устранить поршневание (наличие сальника на
КНБК или сужение ствола скважины) необходимо подъем производить с
промывкой, вращением труб ротором.
2.7.7.17. Работа по ликвидации открытого фонтана должна
проводиться силами работников противофонтанной службы по
специальному плану, разработанному штабом, созданным в
установленном порядке.
Штаб несет полную ответственность за реализацию разработанных
мероприятий.
2.7.7.18. Перед вскрытием продуктивного горизонта и при
наличии во вскрытом разрезе нефтегазосодержащих отложений, а также
других высоконапорных горизонтов на объекте должны быть вывешены
предупредительные надписи: "Внимание! Вскрыт продуктивный пласт!",
"Недолив скважин - путь к фонтану!".
2.8. Дополнительные требования при строительстве
горизонтальных скважин
2.8.1. Рабочие проекты на строительство горизонтальных скважин
должны содержать следующие положения и решения:
- обоснование профиля и интенсивности искривления (радиуса
искривления) ствола скважины, исходя из заданной протяженности
горизонтального положения в продуктивном пласте;
- расчеты дополнительных изгибающих нагрузок на колонны
обсадных, бурильных и насосно-компрессорных труб в интервалах
резкого искривления ствола;
- мероприятия по обеспечению безотказной и безаварийной работы
колонн обсадных, бурильных и насосно-компрессорных труб в условиях
интенсивного искривления ствола скважины в зенитном и азимутальном
направлениях;
- коэффициенты запаса прочности для расчета обсадных колонн и
условия обеспечения герметичности их резьбовых соединений;
- технические условия по обеспечению проходимости внутри
колонн труб инструмента и приспособлений для проведения
технологических операций, приборов ловильного инструмента и
внутрискважинного оборудования;
- мероприятия по минимизации износа обсадных колонн при
спуско-подъемных и других операциях, предотвращению
желобообразований в интервалах искривления и горизонтальном
участке;
- гидравлическую программу, обеспечивающую транспорт шлама из
горизонтального участка ствола скважины и вымыв газовых шапок,
формирующихся в верхней части горизонтального проложения;
- крепление скважины в интервалах интенсивного искривления и
горизонтальном участке (при необходимости);
- допустимые нагрузки на стенки скважины от силы прижатия
колонны бурильных труб в местах интенсивного набора кривизны.
2.8.2. Выбор конструкции горизонтальных скважин должен
определяться принципами, установленными настоящими Правилами
безопасности.
2.8.3. При протяженности горизонтального участка ствола
скважины более 300 м применение верхнего привода обязательно.
2.8.4. Для удаления газовых скоплений в верхней части
горизонтального участка (в местах расширения ствола, перегибах и
т.п.) интенсивность промывки в начале каждого долбления должна
обеспечивать образование турбулентного потока в кольцевом
пространстве горизонтальной части ствола. Выход разгазированной
пачки раствора на поверхность должен фиксироваться и при
необходимости регулироваться.
2.8.5. Расчет обсадных колонн должен производиться с учетом
следующих условий:
- коэффициенты запаса прочности на избыточное давление для
секций, находящихся в пределах горизонтального участка, составляют
1,3 - 1,5, для секций, находящихся в интервалах искривления от 3,0
до 5,0 град./10 м, - 1,05, для секций в интервалах искривления
свыше 5 град./10 м - 1,10;
- коэффициент запаса прочности на внутреннее давление - 1,15;
- расчет обсадных колонн на растяжение должен производиться в
установленном порядке.
При проведении расчетов для горизонтального участка следует
выбирать трубы наиболее низкой группы прочности с максимальной
толщиной стенки (трубы исполнения А), а для интервалов
интенсивного искривления - трубы высоких групп прочности.
2.8.6. Выбор резьбовых соединений и герметизирующих средств в
интервалах интенсивного искривления ствола должен производиться на
основании нижеследующей таблицы:
--------------T----------T---------------------------------------¬
¦Интенсивность¦Избыточное¦Сочетание резьбовых соединений и гер- ¦
¦искривления, ¦внутреннее¦метизирующих средств ¦
¦ град./10 м ¦давление, +------------------T--------------------+
¦ ¦ МПа ¦ оптимальное ¦ допускаемое ¦
+-------------+----------+------------------+--------------------+
¦ Жидкая среда ¦
+-------------T----------T------------------T--------------------+
¦5,0 - 10,0 ¦ до 25,0 ¦ОТТГ (Р-2, Р-402) ¦ОТТМ с тефлоновым ¦
¦ ¦ ¦ ¦кольцом ¦
¦ +----------+------------------+--------------------+
¦ ¦ > 25,0 ¦ТБО (Р-2, Р-402) ¦ОТТГ (Р-2, Р-402, Р-¦
¦ ¦ ¦ ¦416) ¦
+-------------+----------+------------------+--------------------+
¦свыше 10,0 ¦ до 25,0 ¦ТБО (Р-2, Р-402) ¦ОТТГ (Р-2, Р-402, Р-¦
¦ ¦ ¦ ¦416) ¦
¦ +----------+------------------+--------------------+
¦ ¦ > 25,0 ¦VAM (аналоги) ¦ТБО (Р-2, P-402) ¦
+-------------+----------+------------------+--------------------+
¦ Газовая среда ¦
+-------------T----------T------------------T--------------------+
¦5,0 - 10,0 ¦ до 25,0 ¦ТБО (Р-2, P-402) ¦ОТТГ (Р-2, P-402) ¦
¦ +----------+------------------+--------------------+
¦ ¦ > 25,0 ¦VAM (аналоги) ¦ТБО (Р-2, Р-402) ¦
+-------------+----------+------------------+--------------------+
¦свыше 10,0 ¦ до 25,0 ¦VAM (аналоги) ¦ТБО (Р-2, P-402) ¦
¦ +----------+------------------+--------------------+
¦ ¦ > 25,0 ¦VAM (аналоги) ¦VAM (аналоги) ¦
L-------------+----------+------------------+---------------------
2.8.7. Компоновка бурильных труб, расчеты ее на прочность
должны исходить из следующих положений:
- в горизонтальном участке ствола должны находиться бурильные
трубы максимально возможного диаметра с минимальной толщиной
стенки скважины;
- в интервале искривления и выше устанавливаются толстостенные
бурильные трубы;
- УБТ располагается выше интервала интенсивного искривления
ствола скважины.
2.8.8. Выбор наружного диаметра замковых соединений бурильной
колонны, их конструкция производятся с учетом проектной
интенсивности искривления ствола с целью минимизации нагрузок на
стенку скважины для предупреждения желообразования и снижения
износа обсадных колонн. Возникновение нагрузок на стенки скважины
выше предельных значений, установленных проектом, недопустимо.
2.9. Освоение и испытание законченных бурением скважин
2.9.1. Работы по освоению и испытанию скважин могут быть
начаты при обеспечении следующих условий:
- высота подъема цементного раствора за эксплуатационной
колонной и качество сформировавшейся крепи соответствуют
требованиям настоящих Правил;
- эксплуатационная колонна прошаблонирована, опрессована
совместно с колонной головкой и превенторной установкой (фонтанной
арматурой), герметична при максимально ожидаемом давлении на устье
скважины;
- устье с фонтанной арматурой или превенторной установкой и
выкидные линии оборудованы и обвязаны в соответствии с
утвержденной схемой;
- отсутствуют межколонные давления.
В случае возможных отклонений по высоте подъема цемента от
проекта работы по освоению и испытанию скважины проводятся после
согласования с заказчиком, проектной организацией.
2.9.2. Устье скважины перед перфорацией эксплуатационной
колонны должно быть оборудовано противовыбросовым оборудованием по
утвержденной схеме, а скважина заполнена буровым раствором
(жидкостью), соответствующей рабочему проекту.
В случае вскрытия перфорацией газовых, нефтяных и водоносных
горизонтов с аномально высоким давлением противовыбросовое
оборудование должно быть представлено превенторной установкой. В
остальных случаях схема противовыбросового оборудования должна
быть согласована с территориальными органами Госгортехнадзора
России и противофонтанной службой.
Подготовительные работы перед спуском заряженного перфоратора
в скважину осуществляются в соответствии с требованиями настоящих
Правил.
Перфорация продуктивного пласта при сниженном уровне или в
среде, отличающейся от установленных требований, производится по
специальному плану, согласованному с заказчиком. Технология и
порядок проведения таких работ устанавливаются документацией,
согласованной с территориальными органами Госгортехнадзора России.
2.9.3. Во время перфорации производителем работ должно быть
установлено наблюдение за уровнем жидкости скважины. Его снижение
не допускается.
2.9.4. Фонтанная арматура до установки на устье скважины
должна быть опрессована на величину пробного давления, а после
установки - на давление, равное давлению опрессовки
эксплуатационной колонны.
Результаты опрессовки оформляются актом.
2.9.5. Комплекс работ по освоению скважины должен
предусматривать меры, обеспечивающие:
- исключение закупорки пласта при вторичном вскрытии;
- сохранение скелета пласта в призабойной зоне;
- предупреждение прорыва пластовой воды и газа из газовой
"шапки";
- термогидрогазодинамические исследования по определению
количественной и качественной характеристики пласта и его
геологофизических параметров;
- сохранение, восстановление или повышение проницаемости
призабойной зоны;
- предотвращение неконтролируемых газонефтеводопроявлений и
открытых фонтанов;
- охрану недр и окружающей среды.
2.9.6. Устойчивость призабойной зоны пласта и сохранность
цементного кольца обеспечиваются допустимой депрессией, величина
которой устанавливается организацией по согласованию с заказчиком
с учетом проектных решений и фактического состояния крепи.
2.9.7. Приток флюида из пласта вызывается путем создания
регламентируемых депрессий за счет:
- замены бурового раствора на раствор меньшей плотности,
техническую воду или дегазированную нефть. При этом разница в
плотностях последовательно заменяемых жидкостей не должна быть
более 0,5 - 0,6 г/см3; при большей разнице плотностей должны быть
ограничены темпы снижения противодавления на пласт;
- использования пенных систем;
- использования специальных технических средств и технологий
(струйный насос УГИС и т.п.).
2.9.8. Снижение уровня жидкости в эксплуатационной колонне с
использованием воздуха запрещается.
Вызов притока путем снижения уровня в эксплуатационной колонне
свабированием, использованием скважинных насосов, нагнетанием
инертного газа или природного газа от соседней скважины
производится в соответствии с документацией, разработанной
организацией и согласованной с территориальными органами
Госгортехнадзора России.
2.9.9. Глубинные измерения в скважинах с избыточным давлением
на устье должны проводиться с применением лубрикатора, технические
характеристики которого соответствуют условиям работы скважины. До
установки лубрикатор должен быть опрессован на пробное давление, а
после установки - на давление опрессовки колонны.
2.9.10. Для каждой скважины, подлежащей освоению, составляется
план с учетом технологических регламентов на эти работы и
назначением ответственных лиц за их выполнение.
План утверждается техническим руководителем буровой
организации и согласовывается с заказчиком.
2.9.11. Испытание скважин в процессе их бурения с помощью
испытателей пластов осуществляется по плану работ,
предусматривающему мероприятия по подготовке ствола скважины,
обработке раствора противоприхватными добавками, величину
депрессии на испытываемый горизонт, порядок подготовки бурильной
колонны и проведения такой операции. План работ согласовывается с
заказчиком, противофонтанной службой и геофизической организацией
и утверждается техническим руководителем буровой организации.
Испытание скважин с выводом флюида на поверхность при
использовании испытателя пластов производится в соответствии с
требованиями настоящих Правил безопасности.
2.9.12. О проведенных работах по освоению и испытанию скважин
составляется суточный рапорт по установленной форме.
2.10. Дополнительные требования по строительству
скважин в зонах многолетнемерзлых пород
2.10.1. Технология строительства скважин в зонах
распространения многолетнемерзлых пород (ММП) должна определяться
мерзлотными и климатическими условиями данного региона. Вводу
месторождений в разработку должно предшествовать создание
детальных мерзлотных карт, на которых отражены поверхностные
условия всего разреза ММП. Территория месторождения разбивается на
участки с однотипными параметрами ММП.
2.10.2. Размещение разведочных и эксплуатационных скважин
должно осуществляться в основном на площадях с талыми и мерзлыми
породами, не подверженных просадкам и деформациям, и базироваться
на основе данных о мерзлотной обстановке, отраженной на
региональных и детальных геокриологических картах данной площади,
составленных по материалам исследований в режимных и мерзлотных
скважинах, вскрывших весь интервал мерзлоты. Не допускается
нарушение равновесного состояния тундры (поверхностного покрова,
образование термокарстов, загрязнение окружающей среды).
2.10.3. Предотвращение растепления и усадки пород под буровым
оборудованием должно обеспечиваться максимальным сохранением
поверхностного покрова.
2.10.4. Конструкция скважин должна обеспечить надежную
сохранность устья и околоствольного пространства в процессе всего
цикла строительства и эксплуатации за счет применения
соответствующих технических средств и технологических решений.
2.10.5. Бурение ствола под направление до глубины 20 - 30 м
необходимо вести преимущественно с использованием воздуха с целью
предупреждения кавернообразования и растепления пород.
Сформированный ствол скважины следует закреплять направлением с
цементным раствором соответствующего состава.
2.10.6. Кондуктор должен перекрывать толщу неустойчивых при
протаивании пород - криолитозоны. Башмак необходимо располагать
ниже этих пород (не менее чем на 50 м) в устойчивых отложениях.
2.10.7. Для бурения скважин в зоне распространения ММП в
качестве промывочной жидкости запрещается использовать воду.
2.10.8. Для предупреждения кавернообразования в интервалах ММП
в качестве промывочных агентов следует применять высоковязкие
полимерглинистые и биополимерные растворы с регулируемым
содержанием твердой фазы, продувку забоя воздухом или пенами, а
также долота диаметром меньше номинального с последующим
расширением ствола скважины до проектного значения.
2.10.9. Тепловой режим бурения в интервалах ММП, а также такие
показатели бурового раствора, как температура, вязкость,
статическое напряжение сдвига, показатель фильтрации и плотность,
должны обеспечивать снижение разупрочняющего воздействия на
приствольную зону. Перечисленные показатели должны
контролироваться и поддерживаться в оптимальных пределах.
2.10.10. Забуривание наклонно-направленного ствола в
интервалах залегания ММП не допускается.
2.10.11. Для цементирования обсадных колонн применяется цемент
для низких и нормальных температур ускорителем схватывания.
2.10.12. Температура тампонажного раствора должна быть не ниже
8 - 10 град. С для обеспечения его ускоренного схватывания, но не
превышать температуру бурового раствора при бурении под колонну.
2.10.13. При опрессовке колонн и межколонных пространств
следует применять незамерзающие жидкости, в том числе и
используемые буферные жидкости.
2.10.14. Комплекс мероприятий по предупреждению смятия колонн
и аварийных газопроявлений в скважинах в случае длительных их
простоев после окончания бурения или в период эксплуатации зависит
от предполагаемого срока простоя (время обратного промерзания) и
наличия в заколонном и межколонном пространствах замерзающей
жидкости. Перечень мероприятий разрабатывается организацией -
исполнителем работ по согласованию с добывающей организацией и
территориальными органами Госгортехнадзора России. При отсутствии
замерзающей жидкости в крепи скважин в перечень могут входить
оснащение их комплексом забойного оборудования, включая
клапаны-отсекатели или глухие пробки, а при наличии в крепи
замерзающих жидкостей - периодический контроль температуры крепи
глубинными термометрами.
В случае падения температуры до опасных значений необходимо
обеспечить периодические прогревы крепи прокачкой подогретой
жидкости или отборами газа либо (при длительной консервации)
|
