РД 39-00147001-767-2000

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "ГАЗПРОМ"

ИНСТРУКЦИЯ

ПО КРЕПЛЕНИЮ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

РД 39-00147001-767-2000

Срок введения установлен с 01.08.2000 г.

Настоящий документ разработан:

АННОТАЦИЯ

Настоящая Инструкция является руководящим документом (РД), регламентирующим требования к оборудованию, техническим средствам и спецматериалам, используемым при креплении нефтяных и газовых скважин. Включает совокупность системно взаимосвязанных требований, ограничений, формализованных методик расчета и принятия решений на этапах проектирования, планирования и управления процессами, являющимися содержанием технологии крепления скважин. Учитываются условия безаварийного и экономичного крепления скважин с учетом обеспечения требований к крепи в конкретных горно-геологических условиях. Инструкция сопровождается приложением методик и минимально необходимых нормативно-справочных данных для оперативного пользования.

Инструкция предназначена для проектных и буровых организаций, а также организаций-заказчиков на строительство скважин.

Инструкция носит соподчиненный характер к основополагающим отраслевым документам и детализирует реализацию заложенных в них принципиальных требований.

Инструкция может быть использована в качестве учебного пособия для обучения персонала, занятого в креплении скважин.

Настоящий РД разработан Управлением по бурению ОАО "Газпром" и ОАО НПО "Бурение".

Редакционная комиссия: А.Н. Гноевых, С.А. Рябоконь, С.Н. Вязенкин, Ю.Д. Комнатный.

Составители РД: А.Н. Гноевых, С.А. Рябоконь, С.Н. Вязенкин, Ю.Д. Комнатный, Д.Ф. Новохатский, В.М. Мильштейн, А.К. Куксов, С.Н. Логвиненко, В.В. Еременко, В.Х-М. Дулаев, М.О. Ашрафьян, В.Ф. Штоль, Э.В. Бабаян, А.В. Черненко, В.И. Чернухин, Т.В. Шамина, Аникин В.В.

Вводится взамен Инструкции по креплению нефтяных и газовых скважин. - Москва - Краснодар (ВНИИКРнефть), 1975

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящая Инструкция распространяется на все предприятия и организации, входящие в систему или выполняющие работы для нужд ОАО "Газпром" и нефтяной отрасли, деятельность которых связана со строительством нефтяных, газовых, газоконденсатных скважин и скважин для подземных хранилищ нефти и газа на суше.

1.2. Инструкция является основополагающим и руководящим документом для составления регламентов на крепление скважин, соответствующих разделов заданий на проектирование и рабочих проектов на строительство скважин, планов работ на крепление и их реализации.

1.3. Выполнение требований настоящей Инструкции обязательно при разработке новых или закупаемых по импорту оборудования, технических средств, материалов и технологий организациями газовой и нефтяной отраслей, а также при испытаниях новых разработок сторонних организаций.

1.4. Инструкция носит соподчиненный характер к Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности (РД 08-200-98), Инструкции по безопасному ведению работ при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений с высоким содержанием сероводорода и других вредных агрессивных веществ (утв. Госгортехнадзором СССР 17.06.1982 г.), Инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин (разработана АО ВНИИТнефтью, согласована письмами Госгортехнадзора РФ от 12.03.97 № 10-13/127, РАО "Газпром" от 26.12.96 № 02-4-3/157 и др., введена в действие с 01.07.97 взамен РД 39-7/1-0001-89), Инструкции по подготовке обсадных труб к спуску в скважину (РД 39-2-132-78, ВНИИТнефть), Инструкции по испытанию обсадных колонн на герметичность (РД 39-093-91, ВНИИТнефть), к соответствующим государственным и отраслевым стандартам.

1.5. В Инструкции учтены требования Макета задания на проектирование и Рабочего проекта на строительство скважины (утв. Мингазпромом 01.12.1987 г.).

1.6. Оформление документации на подготовительные работы, планирование и результаты крепления скважин является обязательным. Буровые предприятия разрабатывают формы документации, согласованные с Заказчиком и в необходимых случаях с органами Госгортехнадзора РФ, применительно к району работ на основании типовых форм, прилагаемых к Инструкции.

1.7. Взаимоотношения между Заказчиком, Подрядчиком, Проектировщиком и районными органами Госгортехнадзора по вопросам техники, технологии и безопасности крепления скважин должны осуществляться с учетом настоящей Инструкции.

2. КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН

Количество и диаметры обсадных колонн

2.1. Кондуктор и эксплуатационная колонна в проектной конструкции обязательны независимо от горно-геологических условий строительства скважины. В зависимости от назначения скважины, конструкции забоя и условий эксплуатации функции эксплуатационной колонны может частично выполнять ранее спущенная обсадная колонна (кроме кондуктора).

2.2. Оптимальное количество обсадных колонн и глубины установки их башмаков определяются по количеству зон с несовместимыми условиями углубления скважины в соответствии с Временной методикой составления технических проектов на бурение, крепление и испытание скважин (утв. Миннефтепромом 30.12.1974 г.).

2.3. Помимо учета совместимости условий углубления скважины башмак кондуктора (при одноколонной конструкции) или промежуточной (в том числе потайной) колонны должен устанавливаться на глубине, при которой исключается возможность разрыва пород как под башмаком кондуктора (колонны), так и в необсаженном стволе скважины в случае проявлений при вскрытии газонефтеводонасыщенных горизонтов, полного замещения бурового раствора в скважине пластовым флюидом (смесью флюидов) и герметизации устья. В случае необходимости спускается дополнительная промежуточная или потайная колонна.

Расчет глубины установки башмака осуществляется в соответствии с РД 39-093-91.

2.4. Башмак последней промежуточной колонны, перекрывающей породы, склонные к пластическим деформациям, следует устанавливать ниже их подошвы.

2.5. Выбор диаметров смежных обсадных колонн следует осуществлять в зависимости от конструкции забоя скважины и эксплуатационной колонны по нижеследующим условиям:

2.5.1. Минимально допустимая разность номинальных диаметров муфт обсадных труб и ствола скважины должна выбираться по табл. 1.

Таблица 1

Отклонения от указанных величин, а также выбор зазоров между стенками скважины и безмуфтовыми обсадными трубами должны быть обоснованы в Рабочем проекте по согласованию с Заказчиком и Подрядчиком на строительство скважин.

При этом необходимо учитывать недопустимость отказа от применения минимально необходимого комплекса заколонной технологической оснастки обсадных колонн и ухудшения условий формирования цементного кольца в случае уменьшения заколонных зазоров.

2.5.2. Принимаемый диаметр обсадной колонны должен отвечать условиям проходимости ее по стволу скважины заданного профиля. После предварительного расчета колонны на прочность проверяется условие проходимости в соответствии с прил. 1.

Выбор интервалов цементирования обсадных колонн

2.6. В необсаженном стволе скважины цементированию подлежат:

- продуктивные горизонты, кроме предусмотренных к опробованию и эксплуатации открытым стволом или с нецементируемым фильтром;

- продуктивные горизонты, не предусмотренные к опробованию или эксплуатации, и горизонты с непромышленными запасами нефти и газа;

- истощенные горизонты;

- проницаемые горизонты, насыщенные пресной водой, а также всеми типами минерализованных вод;

- горизонты вторичных (техногенных) залежей нефти и газа;

- интервалы, представленные породами, склонными к пластическому течению и выпучиванию;

- толща многолетнемерзлых пород;

- горизонты, породы которых или продукты их насыщения способны вызывать ускоренную коррозию обсадных труб.

В обсаженной предыдущей колонной части ствола скважины цементированию подлежат те же интервалы, кроме интервалов залегания истощенных горизонтов и горизонтов с непромышленными залежами нефти и газа, не подлежащих опробованию или разработке, а также горизонтов, насыщенных неагрессивными водами.

2.7. Независимо от требований п. 2.6 направления, кондукторы, потайные колонны, нижние и промежуточные ступени при ступенчатом цементировании, нижние и промежуточные секции секционных колонн цементируются на всю длину.

2.8. Минимально необходимая высота подъема тампонажного раствора над флюидосодержащими горизонтами, а также над кровлей подземных хранилищ газа и нефти, над устройством ступенчатого цементирования (стыком секций) верхней ступени (секции) обсадных колонн должна составлять не менее 150-300 м для нефтяных и 500 м для газовых скважин.

2.9. Все выбранные по п.п. 2.6-2.8 интервалы цементирования объединяются в один общий.

Не допускается разрыв сплошности цементного кольца за обсадными колоннами на протяжении всего интервала цементирования.

2.10. Максимальная длина нецементируемой верхней части колонны должна приниматься из расчета полной ее разгрузки при оборудовании устья скважины колонной головкой (прил. 2).

Выбор способа спуска и цементирования обсадных колонн

2.11. Конструкция скважины должна предусматривать в первую очередь спуск и цементирование обсадных колонн в один прием.

2.12. Секционный спуск обсадных колонн допускается в следующих случаях технологической необходимости:

- недостаточная грузоподъемность буровой установки;

- невозможность обеспечения прочностных характеристик колонны при использовании серийно выпускаемых типоразмеров обсадных труб или закупаемых по импорту;

- невозможность спуска обсадной колонны до проектной глубины по условиям проходимости с учетом накопленного опыта в данном районе или аналогичных горно-геологических условиях;

- отсутствие серийно выпускаемых устройств ступенчатого цементирования, в том числе с учетом закупаемых по импорту.

2.13. Протяженность интервала подъема тампонажного раствора в один прием принимается с учетом следующих требований и условий:

2.13.1. Гидростатическое давление составного столба бурового раствора и жидкости затворения цемента над кровлей перекрываемых флюидосодержащих горизонтов в открытом стволе скважины должно превышать пластовые давления.

Примечание. Допускается компенсация требующейся репрессии на пласты за счет повышения седиментационной устойчивости и изолирующих свойств тампонажного раствора, обладающего начальным градиентом фильтрации, при котором исключаются флюидопроявления на любой стадии ОЗЦ (п. 6.7 прил. 3).

2.13.2. Исключается возможность гидроразрыва пород или интенсивного поглощения при цементировании (прил. 4).

2.13.3. Возможность прокачивания тампонажного раствора через башмак колонны до проектной высоты по условиям динамической температуры и давления (прил. 3).

2.13.4. Применение не более двух по составу и рецептуре последовательно закачиваемых тампонажных растворов.

2.14. При невозможности выполнения требований п. 2.13 необходимо предусматривать ступенчатое цементирование или спуск обсадной колонны секциями с учетом требований п.2.12. В последнем случае верхняя секция колонны, при необходимости может цементироваться в две ступени.

2.15. Устройства ступенчатого цементирования и стыки секций обсадных колонн должны располагаться:

- в обсаженном стволе скважины предыдущей колонной выше башмака ее не менее, чем на 50 м; то же относится к «голове» потайной колонны;

- в необсаженной части скважины - в интервале устойчивых пород с диаметром ствола, близким к номинальному, ниже верхней границы интервала не менее 30-50 м и выше нижней границы не менее 50-75 м.

3. ПОДГОТОВКА БУРОВОЙ УСТАНОВКИ, ОБОРУДОВАНИЯ, ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ

3.1. До подготовки ствола скважины к спуску обсадной колонны буровая установка, буровое и вспомогательное оборудование, фундаменты, блочные основания, противовыбросовое оборудование, технические средства, КИП и средства механизации, используемые при креплении скважины, должны быть подвергнуты внеочередной проверке с устранением выявленных нарушений и неисправностей в соответствии с действующими нормами и правилами и Планом работ на крепление скважины (прил. 5).

3.2. При наличии в открытом стволе скважины флюидонасыщенных пластов и несоответствии универсального превентора ожидаемым устьевым давлениям при ГНВП или отсутствии в обвязке противовыбросового оборудования универсального превентора заменить плашки в нижнем плашечном превенторе под диаметр обсадных труб, кроме случаев спуска потайных колонн. В случае комбинированной по наружному диаметру обсадной колонны плашки превентора должны соответствовать верхней секции колонны.

Отступления от данного требования допускаются, если в типоразмере превентора не предусмотрен необходимый диаметр плашек или завод (фирма) не обеспечивает их изготовление и поставку.

В любом случае на буровой необходимо иметь специальную аварийную бурильную трубу с установленными на ней шаровым краном в открытом положении и переводником для присоединения к обсадным трубам.

3.3. В случаях ожидаемого ветра установить дополнительные средства, при их отсутствии, для центрирования обсадных труб и талевой системы над устьем скважины.

3.4. Очистить от бурового раствора, шлама, химических реагентов и промыть водой емкости для накопления необходимого объема воды и приготовления жидкости затворения, требующиеся дополнительно к технологической схеме цементирования по прил. 6.

3.5. На буровых насосах, участвующих в подготовке ствола скважины к креплению и цементировании колонны, цилиндровые втулки и поршни заменить на необходимый размер в соответствии с Планом работ на крепление скважины. При соответствии втулок (поршней) требуемым размерам проверить их работоспособность.

3.6. Проверить соответствие оснастки талевой системы ожидаемым максимальным нагрузкам при спуске колонны и при необходимости произвести переоснастку.

3.7. Освободить стеллажи у приемного моста для приема обсадных труб. При необходимости установить дополнительные стеллажи или подготовить ровную площадку с дополнительными грузоподъемными средствами для приема всего комплекта обсадных труб и подачи их при спуске в соответствии с требованиями разд. 4.

3.8. Спланировать площадку в соответствии с технологической схемой расстановки цементировочной техники (прил. 6).

3.9. Смонтировать автоматический ключ с гидравлическим или электроприводом с моментомером для свинчивания и закрепления резьбовых соединений обсадных труб. Проверить работоспособность ключа.

На машинных ключах заменить рабочие плашки под обсадные трубы.

3.10. Проверить состояние направляющих и опорных поверхностей спайдеров, спайдеров-элеваторов, элеваторов, встроенных в ротор клиньев; заменить рабочие плашки под диаметр обсадных труб.

3.11. При подготовке захватных устройств и ключей по п.п. 3.9 и 3.10 особое внимание обращать на следующее:

- охват трубы плашками клиньев и ключей должен быть равномерным по высоте и окружности;

- рабочие плашки должны выступать из пазов на высоту насечки, одинаковую для всех плашек;

- опорные поверхности не должны иметь выработок и уступов; опорные плоскости элеваторов должны быть параллельными;

- шарнирные соединения не должны иметь люфтов выше нормы.

Выявленные недостатки устраняются заменой деталей, узлов или полностью устройств.

3.12. Установить дополнительные светильники у стеллажей для труб и площадки для размещения цементировочной техники.

3.13. Все перечисленные по п.п. 3.1-3.12 работы должны быть выполнены в период последнего долбления и перед подготовкой ствола скважины к спуску обсадной колонны с максимальным перекрытием технологическими операциями в скважине и готовностью по мере необходимости.

3.14. Готовность буровой установки и др. проверяется комиссией, назначаемой руководством бурового предприятия, с привлечением в случае необходимости представителей Заказчика, Госгортехнадзора и Противофонтанной службы.

Результаты проверки оформляются актом (прил. 7).

В случае необходимости устранения недостатков, влекущих за собой задержку спуска обсадной колонны, руководство бурового предприятия должно принять решение о переносе начала или переподготовке ствола скважины к креплению.

4. ОБСАДНЫЕ ТРУБЫ

4.1. Входной контроль, хранение, подготовка обсадных труб для конкретных скважин, транспортировка осуществляются в соответствии с требованиями РД 39-2-132-78, а также инструкциями по эксплуатации труб, разработанных или закупаемых по импорту после введения в действие указанного РД. Основные требования к обсадным трубам и переводникам к ним и порядок работ изложены ниже.

Централизованный контроль, хранение, подготовка, транспортировка труб

4.2. Централизованные работы осуществляются по всем партиям поступающих труб на базах производственного обслуживания (БПО) и включают в себя следующий объем.

4.2.1. Входной контроль:

- наличие сертификатов и соответствие им заводской маркировки клеймом и краской на трубах;

- внешний осмотр состояния тела труб, муфт и резьб;

- установление степени закрепления (визуально) и соответствия герметизирующего состава при навинчивании муфт заводом, указанному сертификате;

- инструментальная проверка тела труб, муфт и. резьб; то же - для переводников.

Примечание. Виды входного контроля труб, поставляемых по импорту, определяются контрактом на их закупку, а также местными инструкциями по согласованию между Заказчиком и Подрядчиком.

Обязательным является визуальный контроль без снятия защитных устройств с резьб, на которые нанесен фирменный герметизирующий состав.

4.2.2. Отбракованные в результате входного контроля трубы должны храниться отдельно.

4.2.3. Подготовка труб для скважины должна осуществляться в соответствии с заданием (заказом) бурового предприятия. Сроки выдачи задания (заказа) на подготовку и сроки доставки труб на буровую (куст) устанавливаются порайонно.

4.2.4. Отобрать необходимое количество труб по типоразмерам отдельными партиями по секциям колонны.

4.2.5. Испытать трубы внутренним давлением водой для проверки прочности труб и герметичности соединений "муфта-труба" (для навинченных муфт).

Величина внутреннего гидравлического давления испытания для каждой секции труб указывается в "задании" (заказе) и выбирается из расчета превышения максимального расчетного избыточного внутреннего давления при испытании обсадной колонны на герметичность на трубы данной секции на 5%, но не менее, чем указано в табл. 2.

Трубы (переводники) считаются выдержавшими испытание, если в течение 30 с под давлением не выявлены течь, запотевание или разрыв по телу трубы, муфты и резьбе.

Гидравлические испытания труб должны проводиться, как правило, в стационарных условиях на трубных базах.

Допускаются испытания на специально оборудованных площадках для сезонной поставки труб на отдельные кусты (группу кустов) или отдаленные буровые с выездом специалистов БПО.

4.2.6. Трубы, выдержавшие испытания, измерить стальной рулеткой и пронумеровать светлой краской у ниппеля в порядке спуска в скважину.

Таблица 2

Отдельно подготовить резерв общей длиной из расчета 50 м на 1000 м колонны из труб максимальной (по расчету) прочности для данной колонны; для двухразмерной (и более) и секционной колонны - отдельно для каждого диаметра (секции) колонны.

Примечание. Импортные обсадные трубы гидравлическим испытаниям не подвергаются, если это не оговорено условиями контракта на их поставку.

4.2.7. На трубы, подготовленные к отправке на буровую, необходимо составить акт с ведомостью в соответствии с прил. 8, который передается руководителю буровой бригады или назначенному им ответственному за приемку труб лицу.

4.2.8. Погрузочно-разгрузочные работы и доставка труб на буровую должны выполняться только с применением специальных грузоподъемных и транспортных средств с выполнением следующих основных требований:

- предотвращение деформаций и повреждений труб, муфт и резьб;

- не допускается сбрасывание с высоты (особенно для труб из высоколегированных сталей) и волочение труб;

- укладка труб на стеллажи и спецплощадки не более чем в два ряда с деревянными прокладками между рядами и расположением муфт в сторону устья скважины;

- при укладке рядами нумерация труб должна начинаться с верхнего ряда.

Подготовка обсадных труб на буровой

4.3. На буровой необходимо выполнить следующие работы.

4.3.1. Произвести внутреннее шаблонирование труб после внешнего осмотра протаскиванием жесткого стального шаблона.

Размеры шаблонов для труб отечественного производства и импортных должны выбираться по табл. 3.

Таблица 3

* d - внутренний номинальный диаметр труб данной толщины стенки.

При отрицательной температуре воздуха трубы непосредственно перед шаблонированием прогревать паром.

Перед началом шаблонирования и не менее, чем через 50 труб проверять диаметр калибрующих частей шаблона в 3-х плоскостях штангенциркулем; шаблон с диаметром в одной из плоскостей менее указанного в табл. 3 на 0,5 мм отбраковать.

4.3.2. Произвести контрольный замер каждой трубы и переводника. Составить предварительную ведомость – меру колонны по форме, указанной в прил. 8, с дополнительной колонкой "нарастающая" длина.

4.3.3. Снять с резьб предохранительные средства, удалить защитную смазку, обезжирить резьбы, проверить внешним осмотром, протереть насухо, навернуть «от руки» кольца (также обезжиренные) на ниппели труб.

На трубах с нанесенной уплотнительной (фирменной) смазкой на резьбы ослабить предохранительные кольца и ниппели.

4.3.4. Отбракованные на буровой трубы заменить из резерва и произвести перенумерацию труб.

Примечание. Для комплектования обсадных колонн разрешается использовать только обсадные трубы и переводники к ним, изготовленные специализированными заводами или зарубежными фирмами в соответствии с действующими ГОСТами, ОСТами, ТУ, стандартами фирм и с учетом нормированной области применения.

Допускается: частичная обточка муфт труб для потайных или нижних секций эксплуатационных колонн, а также нарезка ниппельных концов на трубах и переводниках по согласованным условиям между Заказчиком, Подрядчиком и органами Госгортехнадзора с учетом категорий скважин по глубинам, видам продукции, аномальности пластовых давлений и остаточной прочности труб. Обточка муфт и нарезка резьб должны осуществляться на специализированных трубонарезных станках с применением калибров и измерительных инструментов, изготавливаемых специализированными заводами или фирмами; нарезка резьб "по образцу" запрещается; сборку резьбовых соединений осуществлять с применением высокогерметичных уплотнительных составов (прил. 14).

5. ТАМПОНАЖНЫЕ МАТЕРИАЛЫ

Прием, контроль, хранение, транспортировка

5.1. Тампонажные материалы, наполнители к ним и химреагенты должны храниться на централизованных или перевалочных базах, кустах или отдаленных буровых при сезонной поставке с выполнением следующих требований:

5.1.1. Складские помещения и силосы должны быть неотапливаемыми с надежной защитой материалов от атмосферных осадков, подтопления и воздействия воздуха высокой влажности.

5.1.2. Упакованные материалы хранить штабелями на поддонах, не более 10 мешков и не более двух контейнеров по высоте.

5.2. Транспортные средства должны иметь защиту от увлажнения материалов при перевозке.

Рассыпные материалы должны перевозиться цементовозами. Допускается использовать цементосмесительные машины (СМ) с загрузкой не более нормы. Бункеры цементовозов (СМ) перед загрузкой тщательно очищать от остатков ранее перевозимых, материалов; после промывки - высушивать. При загрузке цементовозов (СМ) материал пропускать через сетку с ячейками не более 3x3 см.

5.3. Загрузку (дозагрузку) СМ на буровой необходимо осуществлять за 2-24 часа до начала цементирования. В случае нахождения загруженного в СМ цемента длительное время необходимо осуществлять его перебункеровку через 1-3 сут, для чего устанавливаются местные нормы в зависимости от климатических условий и опыта применения различных цементов.

5.4. Поступающие на места хранения тампонажные материалы должны подвергаться входному и периодическому контролю на предмет соответствия их техническим требованиям соответствующего ГОСТа, ОСТа, ТУ по основным технологическим показателям: растекаемости, плотности, водоотделению, загустеванию, срокам схватывания тампонажного раствора, прочности тампонажного камня. При несоответствии одного или нескольких показателей тампонажного материала техническим требованиям соответствующего стандарта или ТУ применение его для цементирования скважин решается по результатам подбора рецептуры тампоиажного раствора для конкретной скважины непосредственно перед цементированием. Если подобранная рецептура раствора и свойства тампонажного камня отвечают требованиям, изложенным ниже, цемент допускается к применению. В противном случае цемент должен быть использован для других целей.

Выбор тампонажных материалов для конкретных горно-геолого-технических условий

5.5. В качестве тампонажных материалов должны применяться портландцементы тампонажные по ГОСТ 1581 или специальные цементы заводского производства, выпущенные по техническим условиям, отраслевым стандартам, утвержденным в установленном порядке; закупаемые по импорту материалы должны соответствовать стандартам соответствующих фирм.

Допускаются к применению тампонажные композиции сухих материалов, изготовленные на стандартных смесительных установках по техническим условиям и технологическим регламентам, разработанным специализированными институтами или соответствующими подразделениями нефтегазовых компаний (фирм).

Номенклатура тампонажных материалов заводского производства представлена в прил. 3.

5.6. Допускается также применение следующих тампонажных композиций без предварительного приготовления сухих смесей:

5.6.1. Цементо-бентонитовая смесь путем затворения портландцемента на специально приготовленном бентонитовом растворе (прил. 6).

Применение в качестве жидкости затворения рабочего бурового раствора, независимо от его состава и параметров запрещается.

5.6.2. Двухкомпонентная композиция путем затворения одновременно подаваемых из СМ на гидросмесительное устройство стандартного тампонажного материала и добавки (прил. 6).

Примечание. По п.п. 5.6.1 и 5.6.2 применение осреднительных емкостей обязательно.

5.7. Тип тампонажного материала или композиции (ниже - цемента) независимо от способа цементирования должен отвечать следующим требованиям после продавливания его в затрубное пространство:

5.7.1. Размещаться в интервале статических температур горных пород, не выходящих за пределы нормированной области применения (прил. 3).

Для выполнения этого требования по всему интервалу цементирования могут быть применены два и более типов цемента.

5.7.2. В интервалах разреза скважины, представленных породами или продуктами их насыщения, вызывающими коррозию тампонажного камня или обсадных труб, а также ниже их подошвы и выше кровли на 50-100 м должен располагаться цемент, коррозионностойкий к конкретному виду агрессии (прил. 3).

5.7.3. Против пород ММП должен размещаться специальный тампонажный цемент для низких положительных и отрицательных температур (разд. 14, прил. 3).

Примечание. Требования по п.п. 5.7.1-5.7.3 распространяются как на случаи цементирования открытого ствола скважины, так и обсаженного предыдущей колонной.

5.8. Дополнительные требования к п. 5.7.

5.8.1. Продуктивные пласты, содержащие нефть, газ, газоконденсат и на 75-100 м выше и ниже них, нижние 50-100 м односекционных колонн, первой и последующих ступеней, а также секций колонн должны цементироваться тампонажными цементами нормальной плотности (растворы ρ = 1820-1920 кг/м3) или спеццементами.

Применение облегченных цементов или цементов с добавками, снижающими прочность тампонажного камня, для этих целей не допускается.

5.8.2. Водоносные отложения с пластовым давлением, равным условно гидростатическому, допускается цементировать облегченным цементом или цементом с облегчающими добавками.

Водоносные пласты с пластовым давлением, большим гидростатического, цементируются тампонажными цементами нормальной плотности или спеццементами.

5.9. Прочность тампонажного камня при изгибе по истечении ОЗЦ тампонажного раствора (разд. 13) должна быть не менее 0,5 МПа для облегченных растворов (для аэрированных - по базовому цементу) и не менее 1,5 МПа для тампонажных растворов нормальной плотности и утяжеленных, независимо от состава раствора и температуры применения.

Данное требование распространяется на первичное перекрытие любых пород обсадной колонной и не распространяется на прочность тампонажного камня, формирующегося в межколонном пространстве скважин, кроме интервалов против пород, склонных к пластическому течению.

5.10. Проницаемость цементного камня регламентируется для следующих условий:

- при цементировании газовых, газоконденсатных, нефтяных горизонтов, из которых проектируется получение продукции, - не более 2 мД;

- при цементировании других флюидосодержащих пластов - не более 5 мД.

Для остальных условий - не регламентируется.

5.11. Порядок выбора тампонажных материалов для конкретных условий цементирования изложен в прил. 3.

6. ТАМПОНАЖНЫЕ РАСТВОРЫ

Общие и специальные требования

6.1. Плотность тампонажного раствора должна быть не менее плотности бурового раствора в скважине. Верхний предел плотности ограничивается гидродинамическими условиями цементирования (прил. 4).

6.2. Растекаемость тампонажного раствора по конусу АзНИИ должна быть не более 22 см и не менее 16 см.

6.3. Время загустевания тампонажного раствора, определяемое на консистометрах при воздействии температуры и давления, имитируемых по процессу цементирования, должно быть на 25% больше расчетного времени цементирования, но не менее чем на 30 и не более чем на 90 мин.

6.4. Сроки загустевания верхних порций тампонажного раствора каждого состава после окончания продавливания их в затрубное пространство должны быть максимально приближены к срокам загустевания тампонажного раствора в призабойной зоне.

6.5. Водоотделение тампонажного раствора (при цементировании продуктивных объектов, содержащих нефть, газ, газоконденсат), косвенно характеризующее его седиментационную устойчивость, должно быть:

- для вертикальных скважин и наклонных с углом до 10° - не более 2,5%;

- для наклонных скважин с углом наклона от 10 до 45° - не более 1,0%;

- для наклонных скважин с углом наклона более 45° и горизонтальных - нулевое.

6.6. Водоотдача тампонажного раствора в см3 за 30 мин при ΔР = 0,7 МПа, определяемая по фильтру-прессу ФЛР (или другому стандартному прибору отечественного или зарубежного производства), должна быть не более следующих величин:

- для цементирования высокопроницаемых продуктивных пластов с проницаемостью более 5 мД - 150;

- при применении тампонажных растворов с повышенными изолирующими свойствами (см. ниже) - 100;

- для цементирования с расхаживанием колонн, оснащенных скребками, и для производства изоляционных работ под давлением - 50.

Для других условий цементирования (кроме ММП, разд. 14) требования к величине водоотдачи тампонажного раствора не предъявляются.

По решению бурового предприятия или Заказчика указанные требования по водоотдаче могут быть ужесточены, а также введены требования для других геолого-технических условий (например, для слабосцементированных высокопроницаемых пород).

6.7. Специальные требования к тампонажному раствору-камню.

6.7.1. С целью повышения надежности изоляции флюидосодержащих пластов на стадии ОЗЦ, опробования, консервации и эксплуатации скважин тампонажный раствор (камень) должен обладать повышенными изолирующими свойствами (растворы РПИС).

6.7.2. Применение РПИС требуется:

- для обеспечения выполнения требования п. 2.13.1 в части максимально возможного использования способа одноступенчатого цементирования;

- для изоляции газовых и газоконденсатных пластов независимо от наличия АВПД;

- для изоляции нефтяных и водоносных пластов с АВПД;

- при наличии близкорасположенных пластов с большими градиентами перепада давлений.

6.7.3. Количественным показателем изолирующей способности тампонажного раствора (камня) является начальный градиент фильтрации - наименьший градиент давления, превышение которого приводит к фильтрации через систему "стенки скважины - тампонажный раствор (камень) - стенки колонны".

6.7.4. Повышение изолирующей способности раствора (камня) обеспечивается:

- повышением удельной поверхности твердой фазы (применением цемента повышенной тонкости помола или введением тонкодисперсных наполнителей);

- повышением вязкости и плотности жидкости затворения;

- уменьшением водоцементного отношения с соблюдением требований по растекаемости раствора;

- сокращением сроков загустевания и схватывания.

6.7.5. Подбор рецептур РПИС должен осуществляться в соответствии с РД 39-0147009-708-87 (НПО "Бурение") с привлечением территориальных НИПИ или других организаций, осуществляющих научное обеспечение буровых предприятий.

Для скважин на месторождениях с однотипными условиями крепления целесообразно разрабатывать типовые рецептуры РПИС, ограничиваясь общим анализом для конкретных скважин.

Аэрированные тампонажные растворы

6.8. Для скважин, бурящихся в условиях низких пластовых давлений, когда возможности ступенчатого цементирования исчерпаны и требуется применение тампонажных растворов низкой плотности, которая не может быть получена из стандартных цементов или узаконенных тампонажных композиций, необходимо применять аэрированные тампонажные растворы.

6.9. Аэрированные тампонажные растворы приготавливаются на базе стандартных бездобавочных или с минеральными добавками портландцементов нормальной плотности и облегченных (прил. 3).

6.10. Исходные тампонажные растворы, предназначенные для аэрирования, должны отвечать требованиям п. 5.9.

6.11. Аэрированные тампонажные растворы должны применяться в сочетании с аэрированными буферными жидкостями (прил. 6 и 9).

6.12. Выбор техники и технологии цементирования аэрированными системами необходимо осуществлять в соответствии с прил. 6.

Тампонажные материалы и растворы для цементных мостов

6.13. Для установки цементных мостов любого назначения следует применять тампонажные материалы, соответствующие указаниям п.п. 5.5 и 5.6.2.

6.14. При выборе тампонажного материала для конкретной скважины необходимо руководствоваться требованиями п. 5.7.

6.15. Параметры и свойства тампонажного раствора (камня) для цементных мостов любого назначения должны отвечать требованиям к раствору (камню) для первичного цементирования скважин.

6.16. Тампонажный камень цементных мостов, предназначенных для забуривания вторых стволов, должен отвечать следующим дополнительным требованиям:

6.16.1. Тампонажный камень на основе портландцементов должен иметь прочность при изгибе через 24 часа твердения не менее чем в 1,5 раза большую по сравнению с прочностью камня из стандартного портландцементного раствора с В/Ц = 0,5.

6.16.2. Тампонажный камень на основе шлаковых цементов должен иметь прочность при изгибе через 24 часа твердения не менее чем в 1,3 раза большую по сравнению с прочностью камня из стандартного шлако-песчаного раствора с В/Ц = 0,43÷0,45.

Примечания:

Повышенная прочность тампонажного камня обеспечивается за счет снижения В/Ц для портландцементных растворов до 0,37÷0,42 и для шлаковых растворов до 0,35÷0,4.

Технологические свойства тампонажных растворов с пониженным В/Ц обеспечиваются введением химических реагентов - регуляторов сроков загустевания и схватывания, пластификаторов и пеногасителей.

6.17. Применение облегченных тампонажных материалов и аэрированных тампонажных растворов для цементных мостов не допускается.

6.18. Примеры типовых расчетов цементных мостов приведены в прил. 10.

6.19. Результаты выбора рецептур тампонажных растворов для цементирования скважин и цементных мостов оформляются в соответствии с прил. 11.

7. БУФЕРНЫЕ ЖИДКОСТИ (системы)

7.1. Применение буферных жидкостей (БЖ) перед тампонажным раствором при цементировании обсадных колонн независимо от их назначения, в том числе цементируемых ступенями или секциями, обязательно.

7.2. Буферные жидкости должны выполнять следующие функции:

- разделение бурового и тампонажного растворов, несовместимых на их контактах и в смеси;

- смыв неуплотненной части глинистой корки со стенок скважины, пленки бурового раствора с внутренней и наружной поверхности труб;

- повышение степени вытеснения бурового раствора и шлама из ствола скважины, в том числе из каверн, желобных выработок и нижней стенки ствола наклонных и горизонтальных скважин тампонажным раствором;

- снижение гидродинамического давления по стволу скважины в случае применения тампонажного раствора с плотностью, значительно превышающей плотность бурового раствора.

7.3. БЖ, как правило, должны выполнять совокупность указанных в п. 7.2 функций. При невозможности их выполнения рассматривается вариант применения буферной системы из двух типов последовательно закачиваемых порций БЖ.

7.4. Требования к параметрам и свойствам буферных жидкостей:

7.4.1. Плотность буферной жидкости (осредненная плотность буферной системы) регламентируется условиями предупреждения газоводонефтепроявлений или поглощений при цементировании (прил. 9 и 4).

7.4.2. БЖ (кроме моющих, растворов кислот и солей) должны обладать структурными свойствами.

7.4.3. БЖ или ее фильтрат не должны ухудшать коллекторские свойства пород продуктивных пластов.

7.4.4. БЖ должны быть химически совместимы с буровым и тампонажным растворами, а также горными породами.

Совместимость БЖ предусматривает:

- предотвращение повышения вязкости в смеси с буровым и тампонажным раствором;

- предотвращение сокращения сроков загустевания в смеси с тампонажным раствором;

- предотвращение выпадения утяжелителя на контакте или в смеси с буровым раствором;

- индифферентность к породам цементируемого интервала скважины: не вызывать их размыв, растворение, набухание, обваливание, в том числе при оставлении в затрубном пространстве после цементирования.

7.5. Предпочтение следует отдавать буферным жидкостям с повышенными моющими свойствами (низковязкие или неутяжеленные структурированные БЖ).

Минимальное смешивание БЖ с буровыми и тампонажными растворами, а также максимально возможная степень заполнения затрубного пространства тампонажным раствором достигаются при условиях:

где ρбж, ρбр, ρтр - соответственно плотность БЖ, бурового и тампонажного растворов;

ηбж, ηбр, ηтр - пластическая вязкость БЖ, бурового и тампонажного растворов;

τ0бж, τ0бр, τ0тр динамическое напряжение сдвига БЖ, бурового и тампонажного растворов.

7.6. БЖ, оставляемая в затрубном пространстве в интервале залегания ММП и на 50 м ниже, должна быть незамерзающей при статической температуре ММП.

7.7. Выбор базовых типов, объемов, параметров и свойств буферных жидкостей (систем) для конкретных условий цементирования осуществляется в соответствии с прил. 9.

8. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ОСНАСТКА ОБСАДНЫХ КОЛОНН

Общие требования к элементам технологической оснастки обсадных колонн

8.1. По терминологическому признаку к элементам технологической оснастки обсадных колонн относятся все устройства, включаемые в состав обсадной колонны или монтируемые на ее внутренней или наружной поверхности являющиеся неотъемлемой частью сформированной крепи скважины или выполняющие технологические функции для успешного спуска и цементирования обсадной колонны.

8.2. К использованию допускаются только элементы технологической оснастки обсадных колонн, выпускаемые серийно или по отдельным заказам специализированными заводами или предприятиями по технической документации, утвержденной в установленном порядке.

8.3. В случае закупки по импорту элементов оснастки при их поставке обязательно наличие сертификатов или заменяющих их документов. Закупке подлежат изделия, соответствующие действующим стандартам страны-импортера, а также основным показателям качества, (назначения, надежности, технологичности, безопасности) применительно к горно-геолого-техническим условиям использования.

8.4. Элементы оснастки, в том числе их резьбовые соединения, стыковочные узлы и др., встраиваемые в состав обсадной колонны, не должны снижать ее герметичность, расчетную прочность на растяжение, сжатие, изгиб, внутреннее и внешнее давление, а также долговечность с учетом конкретных горно-геолого-технических условий их работы (температура статическая и динамическая, наличие или отсутствие агрессивных сред и др.).

8.5. Неизвлекаемые из скважины или неразбуриваемые элементы оснастки, их отдельные узлы и детали, устанавливаемые на обсадные колонны в коррозионностойком исполнении, должны быть также коррозионностойкими.

Допущение. Требования к коррозионной стойкости необязательны для следующих элементов (узлов) оснастки:

- насадков башмаков всех обсадных колонн;

- башмаков эксплуатационных колонн;

- уплотнительных элементов манжет, пакеров и др. устройств, предназначенных только для предотвращения поглощений тампонажного раствора при цементировании.

8.6. Подвесные устройства-разъединители нижних (промежуточных) секций и потайных колонн должны обеспечивать нахождение их в растянутом состоянии как в процессе цементирования, так и в период ОЗЦ. Устройства, предусматривающие подвеску обсадных труб в период ОЗЦ на бурильных трубах, должны предусматривать возможность промывки скважины через башмак извлекаемого инструмента и его вращение до отсоединения от обсадных труб.

8.7. Внутриколонные детали и узлы элементов оснастки, выполняющие технологические функции лишь в период спуска и цементирования обсадной колонны, насадки направляющих башмаков и другие должны быть легкоразбуриваемыми неармированным по боковой поверхности разрушающим инструментом.

8.8. В прил. 12 представлена номенклатура элементов технологической оснастки обсадных колонн, выпускаемых в РФ серийно или по разовым заказам потребителей.

Примечания:

- все представленные в прил. 12 элементы оснастки предназначены для скважин, вскрывающих отложения с неагрессивными средами или отложения, в продукции которых содержится сероводород и углекислота не более 2% объемных;

- по каждому типоразмеру оснастки представлена минимально необходимая техническая характеристика, определяющая область ее применения.

Выбор состава технологической оснастки

8.9. Оборудование низа обсадных колонн.

8.9.1. Низ кондуктора, промежуточной колонны (ее секций), потайной, а также эксплуатационной колонны оборудуется направляющим башмаком и обратным клапаном, устанавливаемым, как правило, на расстоянии 10-12 м от башмака (головы перфорированного фильтра) между обсадными трубами.

8.9.2. Тип обратного клапана должен предусматривать самозаполнение обсадной колонны в процессе спуска не менее чем на 90-92%, а также выполнять, как правило, роль кольца "стоп".

8.9.3. Запрещается дублирование обратного клапана таким же или другого типа клапаном, взаимоисключающее частично или полностью функциональное назначение каждого из них в процессе спуска колонны, промывок и по окончании цементирования скважины.

Исключение из данного правила допускается по решению бурового предприятия для обсадных колонн, цементируемых в две ступени, а также нижних и промежуточных секций колонн. В таких случаях перед установкой второго клапана запорный шар нижнего клапана помещается над ним.

8.9.4. Эксплуатационная колонна, предназначенная для освоения или эксплуатации скважины открытым забоем или через заранее перфорированный фильтр, также должна оснащаться направляющим башмаком. Особые требования к конструкции таких башмаков не предъявляются.

Все остальные элементы технологической оснастки, необходимые для оборудования низа эксплуатационных колонн в скважинах, предназначенных для освоения и эксплуатации методами: открытого забоя, с заранее перфорированным или вскрываемым фильтром, методом селективного отбора продукции и др., в том числе в скважинах с горизонтальным окончанием ствола, определяются геологической и технологической службами Заказчика по согласованию с Подрядчиком в зависимости от конкретных геолого-технических условий крепления, освоения и эксплуатации скважин.

8.10. В скважинах, в которых вскрыты газовые, газоконденсатные или нефтеводонасыщенные пласты, в которых по условию п. 2.13.1 требуется ступенчатое цементирование, необходимо использовать устройства ступенчатого цементирования преимущественно с заколонным пакером или в сочетании с заколонным пакером.

Исключение. Применение заколонных пакеров не обязательно, если выполняются требования по п. 6.7. В этих случаях дополнительно рекомендуется использование заколонных манжет.

8.11. В скважинах, в которых ступенчатое цементирование вызвано условиями по п.п. 2.13.2, 2.13.3, 2.13.4, могут быть использованы устройства ступенчатого цементирования любого типа.

8.12. Для нижних секций и потайных колонн, ниже которых ожидается вскрытие флюидонасыщенных пластов и не обеспечивается требование п. 2.13.1 в сочетании с п. 6.7, необходимо использовать устройства с пакеровкой затрубного пространства у "головы" секции (потайной колонны).

8.13. Для обеспечения полноты вытеснения бурового раствора тампонажным заколонная оснастка должна включать центраторы, скребки и турбулизаторы или устройства, сочетающие их функции.

Центрирование обсадных колонн

8.14. Каждая обсадная колонна подлежит обязательному центрированию на следующих участках:

8.14.1. В интервале подъема тампонажного раствора, сформированного по п.п. 2.6-2.8, в том числе в обсаженном интервале ранее спущенной колонной, кроме участков, заполняемых тампонажным раствором с целью недопущения разрыва сплошности цементного кольца по высоте (п. 2.9).

8.14.2. Независимо от требований п. 8.14.1:

- на нецементируемом фильтре;

- над башмаком спускаемой потайной, нижней и промежуточной секции колонны, кондуктора и выше башмака на 8-10 м;

- у башмака ранее спущенной колонны (кондуктора) и выше на расстоянии 30-50 м через каждые 8-10 м;

- под и над устройством ступенчатого цементирования и ниже стыка секций по два центратора через 8-10 м;

- у "головы" потайной колонны и ниже на расстоянии 8-10 м;

- под и над заколонной манжетой или пакером по два центратора с расстоянием 8-10 м;

- в приустьевой части, в случае подъема тампонажного раствора до устья скважины, два центратора с расстоянием 8-10 м;

- непосредственно над башмаком и на расстоянии 3-5 м от башмака эксплуатационной колонны в горизонтальном участке ствола.

8.15. Эксцентриситет центрируемой обсадной колонны в любой точке не должен превышать величину

,

где Д, d - соответственно осредненный диаметр ствола скважины и наружный диаметр обсадных труб в рассматриваемой точке.

8.16. При выборе типоразмеров центраторов необходимо руководствоваться следующими указаниями:

8.16.1. Для вертикальных участков ствола скважины и участков с углом наклона до 30-35° применять центраторы типа ЦЦ-1 (упругие).

8.16.2. Для наклонных более 35° и горизонтальных участков ствола - центраторы типа ЦЦ-2,4 (жестко-упругие) или центраторы-турбулизаторы типа ЦТГ.

8.16.3. Для участков ствола, осложненных желобными выработками, независимо от угла наклона, как правило, центраторы типа ЦТГ.

Примечание. Положениями настоящего пункта необходимо также руководствоваться при использовании центраторов, не представленных в прил. 12 (например, закупаемых по импорту).

8.17. Частота расстановки центраторов по п. 8.14.1 с учетом указаний по п.п. 8.15 и 8.16 рассчитывается в соответствии с прил. 12.

Компоновка заколонной оснастки обсадных колонн

8.18. В газовых, газоконденсатных, рапосодержащих, техногенных пластах независимо от наличия АВПД, в интервалах близкорасположенных пластов с большими перепадами давлений, в нефтяных пластах с АВПД, а также над кровлей и под подошвой перечисленных пластов обсадная колонна должна оснащаться центраторами в сочетании с турбулизаторами и скребками.

8.18.1. Независимо от расчетной частоты расстановки центраторов по прил. 12 центраторы в флюидонасыщенном пласте устанавливаются через каждые 4-6 м; над каждым центратором и под ним устанавливается по одному турбулизатору и одному скребку.

8.18.2. Выше кровли и ниже подошвы изолируемых пластов на расстоянии не менее 15-25 м, уточняемом в зависимости от возможных градиентов перепада давления, центраторы устанавливаются через каждые 3-5 м также в сочетании с турбулизаторами и скребками.

8.19. Обсадная колонна в интервале залегания пород, склонных к пластическому течению и выпучиванию, оснащается центраторами с частотой, рассчитанной по прил. 12, в сочетании с турбулизаторами.

Примечание. При использовании устройств, сочетающих различные функции, применение дублирующих устройств однофункционального действия не требуется.

8.20. В случаях, не оговоренных п.п. 8.14.2, 8.18 и 8.19, обсадная колонна должна оснащаться только центраторами с частотой, рассчитанной по прил. 12.

Подготовка элементов технологической оснастки

8.21. Подготовка элементов технологической оснастки к использованию должна осуществляться в соответствии с указаниями (инструкциями) по их эксплуатации. Кроме того, необходимо руководствоваться следующими дополнительными указаниями:

8.21.1. Проверить комплектность каждого изделия и при необходимости доукомплектовать в соответствии с паспортом, сертификатом и др.

8.21.2. Работы по подготовке оснастки, в составе которой содержатся резинотехнические детали, следует проводить при положительной температуре окружающей среды.

8.21.3. Проверить соответствие присоединительных резьб оснастки резьбам оснащаемой обсадной колонны, провести их расконсервацию путем протирки ветошью, смоченной керосином или другим растворителем, после чего резьбу протереть насухо.

Применение металлических щеток и других металлических приспособлений для очистки резьб не допускается.

8.21.4. Цементировочную головку, разъединитель и устройство для подвески обсадных колонн на цементном камне опрессовать водой внутренним давлением, превышающим в 1,5 раза ожидаемое на них давление при цементировании.

8.21.5. Разъединитель перед опрессовкой следует разобрать и проверить взаимодействие его составных частей без разрушения срезных шпилек подвесной пробки. Запрещается смазка резьбовых соединений твердеющими составами.

После опрессовки цементировочной головки в нее следует зарядить верхнюю разделительную (продавочную) пробку до упора в стопор головки.

8.21.6. Опрессовать также на полуторакратное ожидаемое рабочее давление приспособление для расхаживания обсадных колонн и подводящие напорные линии к цементировочной головке.

8.21.7. Башмак колонный типа БКМ перед применением рекомендуется замочить в пресной воде на 3 дня для снижения хрупкости его бетонной насадки. При этом не допускается последующее замораживание насадки.

8.21.8. Клапаны обратные дроссельные типа ЦКОДМ следует перевести из транспортного положения в рабочее согласно указаниям, изложенным в паспорте.

8.21.9. Запорные шары клапанов обратных дроссельных типа ЦКОДМ, КОДГ и подобных конструкций должны храниться на буровой отдельно от клапанов до последней промывки скважины перед цементированием.

8.21.10. Клапаны обратные дроссельные типа ЦКОДМ, КОДГ и другие не допускается опрессовывать вне завода-изготовителя и применять после опрессовки.

8.21.11. Устройства ступенчатого цементирования типа МСЦ1, МСЦ2, МЦП, МСЦУ и УКСОЗ допускается опрессовывать пробным давлением на величину не более давления, ожидаемого в момент "стоп" на первой ступени. При выявлении течи через циркуляционные окна устройство подлежит выбраковке.

8.21.12. Перед спуском в проходное отверстие ротора с пакеров ПГПМ, ПГПМ1 и других необходимо снять защитный кожух.

8.21.13. Устройства ступенчатого цементирования категорически запрещается захватывать клиновыми захватами, ручными, машинными ключами и другими в месте на их корпусе, помеченном предупреждающей надписью "Ключами не брать".

8.21.14. Запрещается захват канатами, клиновыми захватами и ключами за защищенной кожухом уплотняющий элемент пакера.

8.21.15. Подвески секций и потайных колонн типа ЦСП и других дополнительно к п. 8.21.4 следует подготавливать к работе в соответствии с инструкцией по их эксплуатации.

8.21.16. Скребки корончатые типа СК, центраторы упругие типа ЦЦ, упруго-жесткие типа ЦЦ-2 и ЦЦ-4, а также жесткие центраторы-турбулизаторы типа ЦТГ после извлечения из тары, проверки их комплектности и расконсервации необходимо собрать и проверить на монтажеспособность на оправке, имитирующей обсадную трубу.

8.21.17. Справочные данные по технологической оснастке обсадных колонн представлены в прил. 12.

9. ЦЕМЕНТИРОВОЧНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

9.1. В обязательный состав комплекта цементировочного оборудования для проведения операции цементирования скважин должны включаться:

- насосные установки;

- смесительные установки;

- осреднительные установки;

- блок манифольдов;

- станция контроля процесса цементирования.

9.2. В зависимости от технологической схемы цементирования должны быть дополнительно предусмотрены:

- емкости для накапливания технической воды, приготовления буферной жидкости и бурового раствора для продавливания тампонажного раствора с целью исключения дополнительных насосных установок для этой цели (напр., прил. 6, разд. 3 и 4);

- силосы-накопители для тампонажных материалов (прил. 6, разд. 2);

- компрессор для приготовления аэрированных тампонажных растворов (прил. 6).

9.3. Основные сведения по цементировочному оборудованию представлены в прил. 6.

9.4. Базовым вариантом организационно-технологической схемы процесса цементирования является схема, предусматривающая затворение тампонажного раствора стандартными гидровакуумными смесителями с подачей жидкости затворения насосами высокого давления из расчета: одна насосная установка на одну-две установки смесительные с обязательным использованием осреднительной (ых) установки (ок).

9.5. В зависимости от географических и климатических условий района работ рекомендуется применение цементировочного оборудования в следующих вариантах:

- мобильное оборудование в обустроенных районах;

- комплексы стационарного оборудования на кустовых и труднодоступных буровых;

- оборудование в рамном исполнении для доставки вертолетами на отдаленные отдельные буровые.

9.6. Выбор типов и числа насосных установок для одноразовой операции или для комплектования стационарного комплекса цементировочного оборудования необходимо осуществлять по требующейся полезной гидравлической мощности (прил. 6) в соответствии с гидравлической программой цементирования (прил. 4).

9.7. Выбор числа мобильных смесительных установок необходимо осуществлять из расчета полной загрузки тампонажных материалов, требующихся на одну операцию по цементированию.

Для стационарных комплексов с силосами-накопителями предусматривается непрерывная загрузка (дозагрузка) последних тампонажным материалом из контейнеров в процессе цементирования.

9.8. Перед доставкой цементировочной техники на буровую необходимо проверить комплектность и работоспособность всего оборудования, в том числе с учетом конкретных условий цементирования.

9.8.1. Насосные установки с поршневыми насосами необходимо оборудовать соответствующими цилиндровыми втулками и поршнями, проверить работоспособность при максимальной подаче с замером объема прокачиваемой жидкости через мерный бак установки.

9.8.2. В случае ремонта или замены деталей манифольдной обвязки насосных установок и блока манифольдов, но не реже одного месяца простоя, произвести их гидравлическое испытание водой в течение 3 мин на пробное давление, равное максимальному паспортному давлению, умноженному на коэффициент запаса прочности по табл. 4.

9.8.3. Мерные баки насосных установок, бункеры смесительных установок и цементовозов, осреднительные установки очистить от остатков ранее использованных жидкостей, материалов и посторонних предметов. Перед применением высокотемпературных материалов смесительные установки и цементовозы дополнительно промыть водой и высушить.

Таблица 4

9.8.4. Цементировочную головку подвергнуть ревизии в соответствии с инструкцией по эксплуатации и подвергнуть гидравлическому испытанию на полуторакратное давление, ожидаемое при цементировании, а в случае замены запорных узлов или ремонта, - в соответствии с п. 9.8.2. Отдельно приготовить комплект цементировочных пробок.

9.8.5. Требования по п.п. 9.8.1-9.8.4 распространяются также на стационарное цементировочное оборудование.

9.8.6. Цементировочная техника и материалы для цементирования должны быть доставлены на буровую по заявке бурового предприятия в срок, устанавливаемый местными нормами.

9.8.7. Гидровакуумные смесители необходимо оборудовать насадками в соответствии с прил. 6.

10. ПОДГОТОВКА СТВОЛА СКВАЖИНЫ К СПУСКУ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ

При способе спуска и цементировании обсадной колонны в один прием (базовый вариант)

10.1. Рабочим проектом на строительство скважины должны быть предусмотрены профиль и условия формирования ствола в процессе бурения под спуск обсадной колонны любого назначения и типоразмера труб (муфтовые и безмуфтовые), обеспечивающие беспрепятственный спуск колонны до проектной глубины.

10.2. Условие по п. 10.1 предусматривает:

10.2.1. Предупреждение образования уступов в стволе, снижающих эффективный (просветный) диаметр до минимально допустимого, в скважинах любого профиля.

10.2.2. Для наклоннонаправленных и скважин с горизонтальным окончанием ствола интенсивность искривления должна удовлетворять требованиям:

- проходимости обсадной колонны с учетом ее жесткости на изгиб;

- прочности колонны при изгибе.

В табл. 5 представлены значения допустимой интенсивности искривления ствола скважины для муфтовых обсадных колонн с учетом зазоров между муфтами и стенкой скважины, указанных в табл. 1. Для других случаев необходимо выполнять расчеты по прил. 1.

10.3. Условия по п. 10.1 реализуются регламентированными геометрическими соотношениями диаметров породоразрушающего инструмента, активной (наддолотной) части УБТ и обсадной колонны, а также соотношением их жесткости (прил. 1).

Таблица 5

10.4. Запрещается проводить геофизические исследования и подготовку ствола скважины к креплению при наличии газонефтеводопроявлений или поглощений бурового раствора до их ликвидации.

10.5. После завершения последнего долбления необходимо привести параметры бурового раствора в соответствие с ГТН, а также ввести предусмотренные смазывающие добавки, присадки и др.

Выполнить комплекс геофизических исследований.

10.6. Работы по подготовке ствола скважины (шаблонирование ствола) в случае выполнения п. 10.3 включают в себя контрольный спуск КНБК, применявшейся при последних долблениях.

10.7. При невыполнении п. 10.3 вследствие технологических особенностей углубления скважины или других причин подготовка ствола должна осуществляться с применением ужесточенных КНБК за счет включения УБТ необходимых размеров или калибраторов (центраторов) (прил. 1).

Примечание. В случае необходимости включения в КНБК более двух дополнительных калибраторов (центраторов) осуществляется последовательный спуск ужесточаемых КНБК.

10.8. Спуск КНБК по варианту п. 10.6 необходимо осуществлять со скоростью, как при последних СПО, не допуская посадок (в стволе скважины диаметром до 295,3 мм - более 3-5 тс, большего диаметра - 5-6 тс по отношению к разгрузке ее за счет трения при движении по стволу).

10.9. Спуск ужесточенной КНБК по варианту п. 10.7 необходимо осуществлять со скоростью на 20-25% меньшей, чем при СПО.

10.10. В процессе шаблонирования ствола скважины необходимо прорабатывать его в интервалах затяжек, имевших место при подъеме инструмента после последнего долбления (шаблонирования), в интервалах сужений и желобных выработок по данным каверно-профилемера, а также интервалов посадок КНБК.

Проработку следует производить со скоростью, ограниченной указанными в п. 10.8 посадками до полной их ликвидации при спуске КНБК без промывки.

10.11. Спуск КНБК до и между интервалами проработок необходимо осуществлять с промежуточными промывками.

10.11.1. Глубины промывок устанавливаются по накопленному опыту в каждом районе или аналогичных условиях с учетом данных по углублению конкретной скважины. Как правило, первая промывка при подготовке скважины к спуску второй промежуточной, потайной и эксплуатационной колонны производится перед выходом в открытый ствол.

10.11.2. Восстановление циркуляции следует осуществлять плавно одним буровым насосом. С этой целью, особенно на буровых установках с электроприводом на переменном токе, необходимо монтировать на период бурения угловой пусковой дроссель (модификация НПО "Бурение").

10.11.3. Продолжительность промывок определяется состоянием бурового раствора. Она должна быть не менее, чем требуется для выравнивания давления на насосах при производительности, равной производительности при бурении скважины.

10.12. Промывку в процессе проработок, промежуточных промывках и на забое необходимо осуществлять с очисткой бурового раствора.

10.13. По достижении забоя каждой КНБК скважину необходимо промыть в течение не менее 1,5 циклов циркуляции с обработкой бурового раствора, приведением его параметров в соответствие с ГТН и тщательной очисткой.

10.14. Если в процессе подготовки ствола скважины обнаружены газонефтеводопроявления или поглощения, ствол скважины должен быть подготовлен повторно после их полной ликвидации.

При наличии затяжек в процессе подъема КНБК ствол скважины также должен быть подготовлен повторно той же КНБК.

10.15. Организация работ должна обеспечить максимальное сокращение времени от окончания промывки скважины до окончания подъема КНБК под спуск обсадной колонны.

10.16. При подготовке ствола скважины к спуску обсадной колонны с устройством ступенчатого цементирования должны выполняться все требования, изложенные в п.п. 10.1-10.15.

Дополнительные требования не выдвигаются.

При спуске секционных и потайных колонн

10.17. При подъеме инструмента после последнего долбления бурильные трубы, предназначенные для спуска секции или потайной колонны, необходимо:

- подвергнуть контрольному замеру;

- испытать внутренним давлением на полуторакратную величину относительно ожидаемого максимального давления при цементировании;

- подвергнуть дефектоскопии;

- прошаблонировать пропуском жесткого шаблона;

- проверить внешним осмотром состояние резьб и упорных торцов разъемных замковых соединений и внешним осмотром - неразъемные соединения;

- заменить дефектные трубы на равные им по прочности.

10.18. Для спуска нижних секций и потайных колонн ствол скважины подготавливается с выполнением всех требований по п.п. 10.1-10.15.

10.19. После подъема бурильных труб, на которых спущена нижняя (промежуточная) секция колонны, необходимо:

10.19.1. Произвести контрольный спуск КНБК в открытый ствол с проработкой по п.п. 10.8 и 10.11 до "головы" секции.

В зависимости от профиля и состояния ствола скважины от устья до "головы" спущенной секции жесткость КНБК может быть уменьшена по сравнению с последней компоновкой.

10.19.2. В случае нахождения «головы» секции в обсаженном стволе скважины необходимо осуществлять контрольный спуск бурильных труб с КНБК, компонуемой по усмотрению бурового предприятия.

10.20. Разгрузка КНБК на "голову" секции не допускается, если это не предусмотрено конструкцией устройства для спуска и стыковки секций с применением специальной контрольной компоновки.

10.21. При нахождении КНБК непосредственно над секцией необходимо промыть скважину с очисткой и обработкой всего объема бурового раствора и приведением его параметров в соответствие с ГТН.

Поднять КНБК для спуска секции колонны.

11. СПУСК ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ

Общие положения

11.1. Спуск обсадной колонны должен осуществляться в соответствии с Планом работ на крепление скважины (прил. 5), составленным на основании рабочего проекта на строительство скважины с учетом фактических геолого-технических условий.

11.2. Работы по спуску обсадной колонны должны производиться под руководством ответственного лица бурового предприятия - начальника буровой (бурового мастера), технолога или главного инженера, назначаемого в зависимости от сложности работ, с участием представителя Заказчика.

11.3. Разрешение на спуск обсадной колонны дает руководитель бурового предприятия или замещающее его лицо на основании информации ответственного лица о готовности буровой установки, ствола скважины, обсадных труб, технологической оснастки, материалов и других в соответствии с Планом работ.

11.4. Необоснованные отклонения от Плана работ не допускаются.

11.5. В случае осложнений в процессе спуска обсадной колонны:

11.5.1. Ответственный представитель должен предпринять первостепенные меры по ликвидации и предупреждению развития осложнения и согласовать свои дальнейшие действия с руководством бурового предприятия.

11.5.2. Вынужденное решение об изменении компоновки, оснастки, глубины спуска и интервала цементирования обсадной колонны принимается совместно Подрядчиком и Заказчиком и согласуется с Проектировщиком.

Спуск обсадной колонны в один прием (базовый вариант)

11.6. Спуск колонны должен осуществляться, как правило, с применением клиновых захватов или спайдеров, в том числе спайдера-элеватора на крюке талевой системы.

Допускается применение элеваторов в начале спуска и до достижения массы колонны (с учетом облегчения ее в буровом растворе), соответствующей коэффициенту запаса прочности на страгивание (растяжение) верхних резьбовых соединений не менее 1,5 для труб диаметром до 245 мм и не менее 1,75 для труб большего диаметра.

11.7. Требования к смазке (уплотнительному составу) для резьбовых соединений.

11.7.1. Уплотнительный состав для всех резьбовых соединений (кроме по п. 11.7.3) обсадных труб, а также элементов технологической оснастки обсадной колонны, входящих в ее компоновку, должен быть одинаковым для всех соединений. Тип уплотнительного состава выбирается по прил. 14.

11.7.2. Для смазки резьб извлекаемых из скважины элементов оснастки необходимо использовать неклеевые и неотверждающиеся (неполимеризующиеся) составы, как правило, состав Р-416.

11.7.3. Герметизирующий состав с резьб, нанесенный заводом-изготовителем или фирмой-поставщиком и защищенный исправным предохранителем, не допускается снимать и заменять другим.

11.7.4. Подготовку резьб, приготовление двухкомпонентных составов на буровой, нанесение состава на резьбы необходимо осуществлять в соответствии с инструкциями по их применению.

В любом случае до смазки резьба должна быть очищена неметаллической щеткой или другим приспособлением, обезжирена и протерта насухо с принятием мер по предотвращению загрязнения и попадания влаги перед смазкой и свинчиванием.

11.8. Для свинчивания и закрепления резьбовых соединений необходимо использовать специальные автоматические ключи, как правило, с гидравлическим приводом, оборудованные моментомером с показывающим и записывающим устройствами.

Допущение. Допускается закрепление машинными ключами резьбовых соединений труб кондукторов и промежуточных колонн, после которых не ожидается вскрытие газовых и газоконденсатных пластов, а также нефтяных пластов с АВПД.

11.9. Степень закрепления резьбовых соединений необходимо контролировать по заходу ниппеля в муфту трубы и величине крутящего момента в соответствии с ТУ и инструкциями по эксплуатации каждого типоразмера труб и резьб, рекомендациями фирм-поставщиков и с учетом влияния типа герметизирующего состава (прил. 14).

11.9.1. В табл. 6 для примера приведены крутящие моменты свинчивания резьбовых соединений труб ГОСТ 632-80 и несамоотверждающихся смазок, в табл. 7 - труб стандарта АНИ (бюллетень 5А2 АНИ), кН·м.

Таблица 6

Примечания: Условия нормального закрепления резьб:

- заход ниппеля в муфту для треугольной резьбы должен быть ±1 нитка нарезки;

- для ОТТМ торец муфты должен совпадать с концом сбега резьбы ниппеля или расстояние между торцом муфты и концом сбега должно быть не менее 5 мм для труб диаметром до 194 мм и 6 мм для труб большего диаметра;

- для ОТТГ и ТБО торец муфты должен совпадать с концом сбега резьбы на ниппеле или не доходить не более 2 мм;

- для ОГ1м упорные торцы ниппеля и муфты должны сходиться;

- моменты свинчивания должны корректироваться для других уплотнительных составов (прил. 14);

- в контракте (договоре) на поставку труб со специальными резьбовыми соединениями рекомендуется включать требование нанесения меток для визуального контроля степени закрепления резьб.

11.9.2. Для других типоразмеров резьбовых соединений, в том числе при наличии рекомендаций по контролю свинчивания впервые применяемых в данном предприятии труб, необходимо заблаговременно производить пробные свинчивания труб с использованием необходимого уплотнительного состава.

11.9.3. "Усиление" резьбовых соединений при ненормальном свинчивании труб любой марки стали и любым способом запрещается.

Таблица 7

Примечания:

- для труб диаметром 114 мм из сталей с низкими механическими свойствами крутящий момент может быть меньше 1,50 кН·м, из сталей высокопрочных - может превышать 2,20 кН·м.

- заход ниппеля в муфту трубы с резьбой закругленного профиля должен быть ±2 нитки нарезки в диапазоне указанных моментов закрепления.

11.9.4. При ненормальном свинчивании трубу следует отсоединить и забраковать.

11.9.5. Для дальнейшего спуска резьбу муфты трубы, из которой вывернута забракованная труба, необходимо проверить внешним осмотром и гладким калибром.

В случае необходимости отвинчивания второй трубы и неудовлетворительного состояния муфты предшествующей трубы решение о целесообразности дальнейшего спуска колонны принимается совместно Подрядчиком и Заказчиком в зависимости от массы спущенной колонны, коэффициента запаса прочности на страгивание (растяжение) резьбовых соединений и назначения обсадной колонны.

11.10. Перед подачей на мостки буровой предохранительные кольца на ниппелях труб должны быть ослаблены для легкого отвинчивания "от руки", а предохранительные ниппели из муфт полностью вывернуты.

11.11. На муфту затаскиваемой к ротору трубы должен одеваться легкий безрезьбовый колпак.

11.12. После снятия защитного колпака у ротора в каждую трубу необходимо ввести шаблон плавающего типа с захватом для ловителя.

Размеры шаблонов должны выбираться по табл. 3.

В каждой вахте должно быть назначено ответственное лицо по шаблонированию труб.

11.13. До подачи на мостки буровой к ротору длина каждой трубы и встраиваемых в колонну элементов технологической оснастки должны быть подвергнуты контрольному измерению стальной рулеткой.

В процессе спуска специальным лицом, как правило представителем геологической службы бурового предприятия, должна постоянно фиксироваться мера спущенной колонны по форме, приведенной в прил. 18.

11.14. Башмак обсадной колонны должен навинчиваться "на весу" после затаскивания обсадной трубы и закрепляться на роторе.

11.15. Центраторы, турбулизаторы и скребки необходимо одевать и закреплять на трубах на мостках буровой перед затаскиванием труб.

11.16. Спуск обсадной колонны необходимо осуществлять со скоростью, рассчитанной поинтервально в соответствии с прил. 15.

Движение колонны на длине каждой трубы должно осуществляться по тахограмме типа "трапеция" с плавным набором скорости до максимальной и плавной посадкой на ротор.

При большой массе колонны дополнительно к гидравлическому или другого типа тормозу необходимо использовать рекуперативный режим работы электродвигателей или обратный ход коробки перемены передач дизельного привода лебедки.

11.17. При спуске колонны не допускать посадки по отношению к разгрузке ее за счет трения при движении по стволу скважины для труб диаметром до 245-273 мм более 3-5 тс и для большего диаметра 5-6 тс. Величины допустимых посадок могут уточняться в Плане работ с учетом опыта в данном районе.

При возникновении посадок необходимо:

- восстановить циркуляцию;

- произвести расхаживание колонны с промывкой.

В случае непроходимости колонны после остановки циркуляции возобновить последнюю; руководитель работ согласует дальнейшие действия с руководством бурового предприятия.

11.18. При проектировании скважин с горизонтальным (псевдогоризонтальным) окончанием ствола большой протяженности по согласованному решению Подрядчика, Заказчика и Проектировщика может предусматриваться применение специального оборудования для принудительного продвижения колонны по стволу скважины.

Для таких случаев выполнение п. 11.17 также обязательно.

11.19. Необходимо вести постоянный контроль за заполнением колонны и вытеснением бурового раствора из скважины.

11.19.1. Контроль за установившимся режимом заполнения колонны осуществляется по расчетным величинам нарастания веса на крюке и объему вытесняемого раствора, измеряемому в изолированной тарированной приемной емкости буровых насосов.

11.19.2. При уменьшении темпа нарастания веса колонны и увеличении объема вытесняемого раствора сверх расчетного необходимо восстановить циркуляцию в скважине, предварительно заполнив колонну буровым раствором с замером объема.

Если причиной осложнения является закупорка обратного клапана или башмака колонны, промыть скважину.

11.19.3. При нормальном весе колонны и уменьшении объема вытесняемого раствора восстановить циркуляцию с целью установления факта поглощения бурового раствора и при его наличии согласовать дальнейшие действия с руководством бурового предприятия.

11.20. Особое внимание уделять характеру вытеснения бурового раствора при вскрытых газовых и газоконденсатных горизонтах независимо от наличия АВПД, а также водоносных и нефтяных горизонтах с АВПД.

11.20.1. При обнаружении увеличения объема вытесняемого раствора сверх расчетного (с учетом разницы вытесненного из скважины и долитого в колонну) не допускать приток более 25 % установленного допустимого объема (но не больше 1 м3) для промежуточных положений колонны и более 50% (но не больше 1,5 м3) в призабойной зоне. В противном случае спуск колонны следует приостановить.

Примечание. Величина допустимого притока устанавливается действующими инструкциями по предупреждению и ликвидации газонефтеводопроявлений (ГНВП) и указывается в Плане работ.

11.20.2. При обнаружении движения бурового раствора из скважины в процессе навинчивания очередной трубы или любой остановке дальнейший спуск колонны следует приостановить независимо от объема притока.

Следует иметь в виду, что после спуска каждой трубы может иметь место запаздывание выхода раствора из скважины или прекращения выхода, не являющееся причиной поглощения раствора или поступления флюида в скважину. Такая закономерность должна устанавливаться при СПО в процессе углубления скважины.

11.20.3. О возникновении осложнения по п.п. 11.20.1 и 11.20.2 руководитель работ сообщает руководству бурового предприятия и согласует с ним дальнейшие действия.

При этом незамедлительно необходимо:

- подать сигнал "выброс";

- установить на верхнюю трубу открытый шаровой кран;

- закрыть шаровой кран и герметизировать затрубное пространство ПУГом;

- при отсутствии ПУГа и при малом весе обсадной колонны присоединить к верхней трубе специальную "аварийную" бурильную трубу с открытым шаровым краном и закрыть кран и верхний плашечный превентор;

- присоединить рабочую трубу, закрыть ДЗУ, открыть шаровой кран, вести наблюдение за давлением в затрубном и трубном пространстве и расхаживать колонну.

Дальнейшие работы по ликвидации ГНВП должны проводиться в соответствии с действующими инструкциями по согласованию с руководством бурового предприятия и, при необходимости, с противофонтанной службой.

11.21. В случае перелива бурового раствора из колонны ("сифон") необходимо промыть скважину до стабилизации давления; при необходимости закачать в колонну порцию бурового раствора повышенной плотности.

11.22. В процессе спуска колонны необходимо осуществлять промежуточные промывки, в том числе до выхода в открытый ствол из промежуточной (потайной) колонны. Глубины промывок устанавливаются по опыту бурения скважин в данном районе или аналогичных условиях и корректируются в процессе спуска колонны в зависимости от характера вытеснения и состояния бурового раствора.

11.23. После окончания допуска колонны до проектной глубины следует промыть скважину в течение 1,5-2-х циклов циркуляции.

11.24. В процессе любых промывок скважины необходимо:

- контролировать состояние бурового раствора с обработкой в случае необходимости и поддержанием параметров в соответствии с ГТН;

- контролировать характер циркуляции с целью своевременного обнаружения поглощений или флюидопроявлений;

- контролировать наличие в буровом растворе пластовой воды, нефти или газа, в том числе с помощью газоанализатора;

- вести тщательную очистку бурового раствора.

11.25. При промывках скважины, технологических или вынужденных остановках и после окончания спуска обсадную колонну необходимо периодически расхаживать.

11.26. После окончания допуска колонны, в том числе оборудованной устройством для ступенчатого цементирования, до проектной глубины необходимо сбросить в обсадные трубы запорный шар обратного клапана (в случае установки двух клапанов - шар верхнего).

Спуск колонны с заранее помещенным шаром или преждевременное сбрасывание его в трубы запрещается без крайней необходимости.

При вынужденном спуске (допуске) колонны без самозаполнения необходимо осуществлять периодический долив колонны с обеспечением четырехкратного запаса прочности порциями бурового раствора V, м3, определяемыми из выражения

,

где d - внутренний диаметр доливаемых обсадных или бурильных труб, м;

P - меньшая из двух величин - давление смятия обсадных труб или паспортный допустимый перепад давления на обратный клапан, МПа;

ρ - плотность бурового раствора, кг/м3;

g - ускорение свободного падения, м/с2.

Долив колонны осуществляется через L, м, спущенных труб

.

11.27. Разгрузка обсадной колонны на забой скважины категорически запрещается.

Спуск секций и потайных колонн

11.28. При спуске нижних, промежуточных, верхних секций и потайных колонн необходимо выполнять все требования по п.п. 11.1-11.27.

11.29. После окончания сборки потайной колонны, нижней и промежуточных секций сбросить в обсадные трубы запорный шар обратного клапана (в случаях установки двух клапанов - шар верхнего).

11.30. После подъема бурильных труб, на которых спущена и зацементирована нижняя (промежуточная) секция колонны, необходимо выполнить работы по п.п. 10.19-10.21.

11.31. Подвеску нижних, промежуточных секций и потайных колонн в стволе скважины, а также стыковку секций необходимо осуществлять в соответствии с инструкциями по эксплуатации специальных устройств.

12. ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

Общие положения

12.1. Организация и проведение процесса цементирования должны осуществляться под общим руководством ответственного представителя бурового предприятия с участием представителя Заказчика.

12.2. Операции по цементированию обсадной колонны должны проводиться под непосредственным руководством ответственного представителя тампонажного предприятия (цеха) в соответствии с Планом работ на крепление скважины (прил. 5) и оперативным планом тампонажного предприятия (цеха), составленным на основании Плана работ.

12.3. Отклонения от Плана работ допускаются в исключительных случаях по согласованию между Подрядчиком и Заказчиком; если принимаемое решение вступает в противоречие с Рабочим проектом на строительство скважины - дополнительно с Проектировщиком.

12.4. Запрещается цементирование скважины при наличии признаков газонефтеводопроявлений или поглощений бурового раствора до их ликвидации.

12.5. Подача заявки буровым предприятием на доставку и доставка материалов и мобильной цементировочной техники на буровую тампонажным предприятием (цехом), должны осуществляться в сроки, устанавливаемые местными нормами.

12.6. Подготовительные работы к цементированию - загрузка тампонажных материалов, накопление технической воды, приготовление буферной жидкости, расстановка и обвязка цементировочной техники (кроме обвязки и установки цементировочной головки), станции контроля цементирования, настройка ее, установка средств оперативной связи и другие должны быть выполнены до окончания промывки скважины после спуска обсадной колонны.

Приготовление буферной жидкости, требующее ее длительной выдержки (например, бентонитового раствора, прил. 6), должно осуществляться силами буровой бригады.

12.7. Гидровакуумные смесители смесительных установок мобильных (до доставки на буровую) и стационарных должны быть оборудованы насадками в соответствии с типом применяемых тампонажных материалов. Насадки с круглыми отверстиями должны быть диаметром 15-18 мм для облегченных цементов, 14-16 мм для нормальных и 10-13 мм для утяжеленных цементов и композиций. Щелевые насадки должны иметь размер отверстий, эквивалентный указанным по гидродинамической характеристике.

12.8. В случае вынужденной задержки цементирования колонны:

- тампонажный материал в смесительных установках должен быть подвергнут перебункеровке; сроки перебункеровки после загрузки устанавливаются местными нормами в зависимости от погодных условий и способа доставки и загрузки материалов, но не более, чем через 3 суток для стандартных цементов и 1,5-2,5 суток для тампонажных композиций;

- пробы тампонажного материала-раствора должны быть подвергнуты контрольному анализу по истечении не более 7 суток после первичного анализа в зависимости от влажности воздуха, температуры окружающей среды и др. (срок < 7 суток устанавливается местными нормами.

Цементирование обсадной колонны в один прием способом прямой циркуляции (базовый вариант)

12.9. Непосредственно по окончании промывки скважины после спуска обсадной колонны необходимо:

12.9.1. Установить цементировочную головку с крышкой с заглушенным отводом для установки манометра. Закрепить крышку и головку.

12.9.2. Подвесить обсадную колонну на талевой системе и периодически расхаживать на высоту 1,5-2,0 м в пределах допустимых нагрузок.

В случае появления признаков посадок колонну оставить на талевой системе, расположив муфту верхней трубы на высоте 1,0-1,5 м над ротором.

12.9.3. Присоединить нагнетательные трубопроводы к цементировочной головке с закрытыми кранами и испытать трубопроводы водой с выдержкой 3 мин на величину полуторакратного максимального давления, ожидаемого в процессе цементирования в соответствии с гидравлической программой (прил. 4). Возможные течи устранить и произвести повторное испытание.

Отсоединить трубопровод, подключенный к крану цементировочной головки над стопорным устройством.

12.10. Закачать в обсадную колонну буферную жидкость расчетного объема (прил. 9) с помощью одной насосной установки.

12.11. Установить в цементировочную головку нижнюю разделительную пробку под боковыми отводами и верхнюю пробку над стопорным устройством; зафиксировать ее стопорным устройством.

Установить и закрепить крышку головки с манометром.

12.12. Затворение и закачивание в скважину тампонажного раствора:

12.12.1. Одновременно с закачиванием буферной жидкости начать затворение тампонажного раствора в соответствии с технологической схемой цементирования (прил. 6).

12.12.2. Вывод смесительных установок на режим затворения должен осуществляться с подачей тампонажного раствора в осреднительную емкость (и) без сброса раствора в отходы.

12.12.3. В процессе затворения, осреднения, накопления осуществлять постоянное перемешивание раствора с замерами плотности проб, отбираемых через специальные отводы осреднителя (две точки - на передней и задней части емкости) с частотой 1-3 мин.

Для измерения плотности раствора необходимо применять такой же прибор, что и при проведении лабораторного анализа.

12.12.4. Приступать к закачиванию тампонажного раствора в обсадную колонну следует после накопления не менее 2,5-3,0 м3 раствора заданной плотности и вывода смесительной (ых) установки (ок) на рабочий режим, не допуская остановок процесса независимо от принятой технологической схемы цементирования.

Колебания плотности тампонажного раствора относительно заданной не должны выходить за предел ±20 кг/м3.

Для тампонажных растворов РПИС и в других ответственных случаях - не более ±10 кг/м3.

12.12.5. В случае применения двух последовательно закачиваемых рецептур тампонажного раствора необходимо начинать затворение второй порции до окончания полного откачивания первой, для чего использовать самостоятельную или освободившуюся осреднительную емкость с целью обеспечения перекрытия времени операций по затворению и закачиванию раствора.

12.12.6. Режим закачивания раствора обеспечивать в соответствии с гидравлической программой цементирования (прил. 4) с контролем и записью процесса на станции контроля цементирования.

12.13. Продавливание тампонажного раствора.

12.13.1. Остановка процесса для перехода от закачивания к продавливанию тампонажного раствора должна быть максимально кратковременной, в том числе для промывки нагнетательных трубопроводов от остатков тампонажного раствора.

Прерывание процесса для набора технической воды, продавочной жидкости и других не допускается.

12.13.2. Незамедлительно после закачивания тампонажного раствора закрыть нижние краны на цементировочной головке, присоединить нагнетательный трубопровод к крану цементировочной головки над стопорным устройством, открыть кран, освободить от стопорного устройства разделительную пробку, плавно продавить ее в колонну продавочной жидкостью, продолжить и выйти на режим продавливания тампонажного раствора, промыв и присоединив к головке нижние трубопроводы.

12.13.3. В процессе продавливания необходимо:

12.13.3.1. Поддерживать режим процесса в соответствии с гидравлической программой (прил. 4).

12.13.3.2. Контроль и управление процессом вести по показаниям станции контроля и параллельно по давлению на БМ и насосных установках, а также измеряемым объемам закачанной жидкости по мерным бакам насосных установок.

12.13.3.3. Контролировать объем вытесняемого раствора из скважины по расходомеру на выходе из устья и замеряемому объему в мерных емкостях буровых насосов.

12.13.3.4. Контролировать газосодержание в вытесняемом из скважины растворе, наличие пластовой воды (разжижение раствора) или признаков других пластовых флюидов.

12.13.3.5. При росте давления нагнетания сверх расчетного, появлении признаков поглощения или флюидопроявления ответственный представитель бурового предприятия должен принять безотлагательные меры по предотвращению их дальнейшего развития в соответствии с действующими инструкциями, продолжению процесса цементирования и согласовать дальнейшие действия с руководством бурового предприятия.

12.13.3.6. Последние 1,0-1,5 м3 продавочной жидкости для обсадных колонн диаметром ≤245 мм закачивать одной насосной установкой с производительностью 3-4 дм3/с и 1,5-2,5 м3 для обсадных колонн большего диаметра с производительностью 5-6 дм3/с.

12.13.3.7. Определить давление "стоп", превышающее рабочее в конце процесса на 1,5-2,5 МПа в зависимости от диаметра и глубины спуска колонны.

При определении давления "стоп" и неполучении его допускается по решению ответственного представителя бурового предприятия закачивание 2-3% продавочной жидкости сверх расчетного объема, но для эксплуатационных колонн не более объема от кольца «стоп» до точки на 3-4 м выше башмака.

12.13.3.8. После определения давления "стоп" снизить давление в цементировочной головке до атмосферного, убедиться в герметичности обратного клапана и оставить обсадную колонну в подвешенном состоянии на талевой системе под нагрузкой на крюке, сформировавшейся к началу определения давления «стоп».

Двухступенчатое цементирование обсадной колонны

12.14. Цементирование нижней ступени обсадной колонны необходимо осуществлять с выполнением всех требований п.п. 12.1-12.13.

Дополнение: в случаях несовместимости продавочной жидкости и тампонажного раствора верхней порции нижней ступени необходимо в счет продавочной жидкости закачивать разделительную БЖ, располагаемую над МСЦ.

12.15. При герметичном (ых) обратном (ых) клапане (ах) на обсадной колонне вскрыть циркуляционные отверстия в устройстве ступенчатого цементирования, восстановить плавно циркуляцию, промыть скважину в течение не менее 1,5 циклов циркуляции с обработкой и очисткой бурового раствора и доведением его параметров до требуемых ГТН.

12.16. В процессе промывки скважины выполнить все подготовительные работы к цементированию второй ступени.

12.17. При негерметичном (ых) обратном (ых) клапане (ах) вскрытие циркуляционных отверстий осуществляется после 2-3-кратной попытки герметизации; в крайнем случае - по истечении срока загустевания тампонажного раствора в условиях призабойной зоны.

Решения в подобных нештатных ситуациях, вплоть до подъема колонны, принимаются ответственным лицом по согласованию с руководством бурового предприятия.

12.18. Выполнить все работы по цементированию колонны в соответствии с п.п. 12.1-12.13 и с учетом особенностей работы устройства ступенчатого цементирования в соответствии с инструкцией по его эксплуатации.

Цементирование потайных и секционных обсадных колонн

12.19. Для цементирования потайных и секционных колонн обязательно выполнение всех требований по п.п. 12.1-12.13.

Дополнение: в случаях несовместимости продавочной жидкости и тампонажного раствора необходимо в счет продавочной жидкости закачивать разделительную БЖ, располагаемую над «головой» секции (потайной колонны).

12.20. Применение верхних разделительных пробок для потайных и всех секций колонн обязательно.

Верхние секции должны цементироваться, как правило, с нижней разделительной пробкой.

12.21. В период ОЗЦ за потайной, нижней и промежуточной секциями колонн необходимо осуществлять промывку скважины с обработкой и очисткой бурового раствора и с периодической циркуляцией до окончания ОЗЦ. Периодически вращать бурильные трубы.

Промывка скважины осуществляется через промывочные отверстия спецустройства при подвешенной обсадной колонне или через башмак бурильных, труб после их отсоединения от обсадных в зависимости от конструкции спецустройства.

12.22. До цементирования промежуточной и верхней секции колонны необходимо произвести подготовку ствола скважины в соответствии с п. 10.22.

Специальные способы спуска и цементирования обсадных колонн

12.23. При цементировании обсадных колонн другими способами (манжетное цементирование, цементирование с пакерами различных конструкций, цементирование с расхаживанием обсадных колонн, цементирование способом обратной циркуляции и др.) необходимо выполнять все принципиальные требования к проведению процесса по п.п. 12.1-12.13 с учетом инструкций по эксплуатации применяемых специальных устройств.

12.24. Выбор специальных способов цементирования и область их применения осуществляют совместно Заказчик, Подрядчик и Проектировщик.

13. ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ ПОСЛЕ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

Период ОЗЦ

13.1. После получения давления "стоп" и снижения давления на цементировочной головке до атмосферного кран на одном из отводов ее должен оставаться открытым.

13.2. В случае негерметичности обратного клапана необходимо произвести одну-двухкратную попытку восстановления его герметичности закачиванием и возвратом излившейся жидкости. Если герметичность обратного клапана восстановить не удалось, закачать излившуюся жидкость в колонну, довести давление на цементировочной головке до величины, превышающей давление перед определением "стоп" на 0,5-0,7 МПа, оставить скважину на ОЗЦ при закрытой цементировочной головке.

Повторить попытку снятия давления на цементировочной головке по истечении времени загустевания тампонажного раствора у башмака колонны в соответствии с анализом.

13.3. При открытой цементировочной головке фиксировать объем возможного излива жидкости вследствие температурных процессов в скважине. В случае интенсификации излива закрыть кран на цементировочной головке.

13.4. При закрытой цементировочной головке контролировать и фиксировать давление в ней. В случае роста давления допускать увеличение его на 0,5-1,0 МПа с последующим снижением до исходного и замером объема излившейся жидкости.

После стабилизации давление снизить до атмосферного, убедившись в отсутствии непрекращающегося перелива жидкости из колонны.

13.5. Обсадная колонна или бурильные трубы, на которых подвешена колонна, должны находиться в подвешенном состоянии на талевой системе.

При возрастании нагрузки на крюке на 3-5 тс снижать нагрузку до исходного положения.

13.6. Независимо от выполнения требования п. 2.13.1 в скважинах, в которых вскрыты газовые или газоконденсатные пласты независимо от наличия АВПД, а также водоносные или нефтяные пласты с АВПД, на период ОЗЦ устье скважины необходимо герметизировать превентором.

13.6.1. Герметизация устья осуществляется:

- на обсадной колонне, выходящей на устье, непосредственно по окончании цементирования;

- на бурильных трубах после окончания цементирования потайной или нижней секции колонны и промывки скважины для вымыва из зоны башмака бурильных труб пачки бурового раствора и возможной смеси бурового раствора с цементным; закрытие превентора на бурильных трубах не является препятствием для их периодического вращения и расхаживания;

- на обсадных трубах после цементирования нижней ступени при ступенчатом цементировании, после промывки скважины для вымыва пачки бурового раствора из зоны циркуляционных отверстий и возможной смеси бурового раствора с цементным.

Примечание. Решение о герметизации устья скважины и дальнейших операциях после цементирования потайной или нижней секции колонны или нижней ступени принимается буровым предприятием (ответственным представителем) в зависимости от конкретной геолого-технической ситуации в скважине (положение "головы" обсадных труб или устройства ступенчатого цементирования, соотношение высоты столбов бурового и тампонажного растворов и др.) и в соответствии с п. 13.6.2.

13.6.2. Начиная с расчетного момента, приступить к созданию избыточного давления в затрубном пространстве на устье.

Расчет момента начала и проведение операций по созданию избыточного давления необходимо осуществлять в соответствии с РД 39-0147009-708-87 "Технология цементирования скважин, обеспечивающая герметичность цементного кольца в заколонном пространстве" с учетом промыслового опыта в конкретных геолого-технических условиях.

Примечание. Если продолжительность промывки скважины по п. 13.6.1 превышает расчетное время, после истечения которого требуется создавать избыточное давление, промывку следует продолжать с созданием противодавления на дросселирующем устройстве.

13.7. При создании избыточного давления на устье скважины необходимо:

13.7.1. Использовать насосную установку (цементировочный агрегат), оснащенную манометром высокого давления с ценой деления не более 0,5 МПа.

13.7.2. Давление поднимать ступенями величиной не более 0,5 МПа.

13.7.3. В случае отсутствия роста или падения давления на очередной ступени закачивание жидкости приостановить и продолжить по истечении 20-25 мин до достижения максимального расчетного.

13.7.4. Фиксировать объем закачиваемой жидкости; не допускать значительного оголения приустьевой зоны за обсадной колонной, зацементированной до устья.

13.7.5. По достижении максимального расчетного давления закрыть задвижку на отводе превентора (ов) и оставить скважину на ОЗЦ.

13.8. Продолжительность ОЗЦ должна выбираться с учетом следующих требований:

13.8.1. До снятия цементировочной головки и разгерметизации затрубного пространства - не менее полуторакратного срока конца схватывания тампонажного раствора в призабойной и головной части столба раствора в соответствии с заданной рецептурой (прил. 11).

13.8.2. До разгрузки обсадной колонны для оборудования устья скважины колонной головкой или отсоединения бурильных труб от потайной (секции) колонны, подвешиваемой на цементном камне, - не менее двойного срока конца схватывания тампонажного раствора по всей высоте столба в соответствии с заданной рецептурой и в любом случае не менее продолжительности набора величины прочности тампонажного камня по п. 5.9.

13.8.3. До начала проведения геофизических исследований продолжительность ОЗЦ принимается в соответствии с инструкциями по применению различных методов с учетом п.п. 13.8.1 и 13.8.2.

Оборудование устья скважины колонной головкой и противовыбросовым оборудованием

13.9. Оборудование устья скважины должно осуществляться по утвержденным схемам для каждого района, разработанным в установленном порядке на основании РД 08-200-98 "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности", а также соответствующих отраслевых инструкций.

13.10. Конструкция, устья скважины и колонных головок при этом должна обеспечивать:

- жесткую и герметичную обвязку всех обсадных колонн, выходящих на устье скважины;

- подвеску с расчетной натяжкой промежуточных и эксплуатационных колонн, обеспечивающую компенсацию температурных деформаций на всех стадиях работы скважины (колонны);

- возможность контроля флюидопроявлений за обсадными колоннами;

- возможность управления скважиной при ликвидации газонефтеводопроявлений и аварийном глушении в процессе бурения и крепления, в том числе подвеску колонны бурильных труб и составной колонны бурильных и обсадных труб;

- подвеску кондуктора на опорной плите (тумбе) для тяжелых конструкций скважин или в других сложных горно-геолого-технических условиях (технология и схемы установки опорной плиты приведены в прил. 13).

13.11. Если конструкция колонной головки предусматривает при ее монтаже разгрузку обсадной колонны на цементное кольцо, расчет колонны на прочность следует производить в соответствии с прил. 2.

Испытание на герметичность оборудования устья скважины и обсадных колонн

13.12. Порядок работ и требования по испытанию на герметичность должны соответствовать РД 39-093-91 "Инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичность".

Допускается совмещать испытание обсадной колонны с давлением «стоп» или испытание обсадной колонны с испытанием верхней ее части газом по специальной технологии в конкретных геолого-технических условиях, согласованной с органами Госгортехнадзора.

Оценка качества крепления скважин геофизическими методами

13.13. Комплекс геофизических исследований должен обеспечить оценку следующих данных:

- высот подъема тампонажного камня за обсадной колонной;

- степени и характера заполнения затрубного пространства тампонажным камнем;

- наличия или отсутствия контактных связей цементного камня с обсадной колонной и горными породами;

- наличия или отсутствия каналов, газа или жидкости и заколонных перетоков в затрубном пространстве;

- наличия и места установки заколонной технологической оснастки;

-. эксцентриситета обсадной колонны в стволе скважины;

- фактических толщин стенок изношенной обсадной колонны;

- фактических внутренних диаметров обсадной колонны при наличии соответствующей аппаратуры.

13.14. Работы по геофизическим исследованиям необходимо проводить на основании соответствующих действующих инструкций и с учетом положений, изложенных в прил. 16.

14. ОСОБЕННОСТИ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН В ЗОНАХ РАСПРОСТРАНЕНИЯ МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ПОРОД

Особенности геолого-технических условий в интервале многолетнемерзлых пород (ММП)

14.1. Мерзлая зона, или криолитозона, - часть осадочного чехла, в которой вода полностью или частично находится в твердом состоянии; температура и содержание льда не зависит от атмосферных колебаний.

Кровля мерзлой толщи имеет минимальную глубину, когда совпадает с нижней границей сезонного протаивания.

Подошва мерзлой толщи определяется глубиной нулевой изотермы, являющейся постоянной в данный исторический период и достигающей нескольких сот метров в зависимости от района работ, а также от положения на структуре.

14.2. Нейтральный слой - глубина залегания пород, температура которых не подвержена сезонным колебаниям.

Часть разреза горных пород от нейтрального слоя до дневной поверхности - слой годовых теплооборотов или слой сезонных колебаний.

14.3. Мерзлая толща представлена в основном песчаными и глинистыми породами, характерными образованиями в которой являются:

14.3.1. Породы с водой насыщения в твердом состоянии.

14.3.2. Талики - водонасыщенные проницаемые пласты с положительной температурой.

14.3.3. Пласты чистого льда.

14.3.4. Криопеги - насыщенные водой пласты или линзы с высокой минерализацией, снижающей температуру замерзания.

Криопеги в виде линз могут быть включены в пласты чистого льда. Давление воды в криопегах может быть выше гидростатического, при их вскрытии возможны водопроявления и фонтанирование.

14.3.5. Морозные породы - породы с отрицательной температурой, не содержащие льда.

В морозном состоянии находятся, как правило, консолидированные глинистые породы.

В морозных глинах большая часть воды не замерзает вследствие адсорбированного состояния и повышенной минерализации.

14.3.6. Газогидратная залежь - пласты, в которых пустоты кристаллической решетки льда заполнены молекулами углеводородных газов.

Гидраты в ММП формируются при промерзании воды, содержащей растворенные соли и газ, насыщенный водяными парами.

14.3.7. Газовые пропластки с замерзшей поровой водой; при снижении давления или тепловом воздействии в процессе углубления скважины опасны с точки зрения возникновения интенсивных газопроявлений и выбросов.

14.3.8. Эпикриогенные породы - породы, замерзшие после своего формирования.

В эпикриогенных породах высокольдистые и полностью льдистые слои возможны только в верхней части, где они перекрываются синкриогенными породами. Льдистость с глубиной уменьшается.

Как правило, эпикриогенные породы занимают большую часть мощности ММП.

14.3.9. Синкриогенные породы - породы, сформировавшиеся при среднегодовой отрицательной температуре. Для них характерны высокая льдистость, наличие повторно-жильных и пластовых льдов, изменчивость криогенного строения как в плане, так и в разрезе.

14.3.10. Льдистые синкриогенные и эпикриогенные породы, которые уменьшаются в объеме при протаивании льда, называются избыточно-льдистыми. Содержание льда в них превышает объем пор в талом состоянии породы.

14.4. Изменения мерзлой толщи в необсаженной приствольной части скважины при бурении характеризуются следующими особенностями.

14.4.1. Консолидированные глины эпикриогенной толщи при бурении размываются незначительно, ствол скважины сохраняется близким к номинальному.

14.4.2. Пески эпикриогенной части разреза, сцементированные льдом, и избыточно-льдистые породы в синкриогенной части мерзлой толщи при бурении с промывочной жидкостью, имеющей положительную температуру, размываются, образуя каверны. При этом таяние порового льда происходит с образованием переходной зоны, в которой сосуществуют лед и вода.

Эрозия (размыв) переходной зоны уменьшает ее толщину, увеличивая интенсивность растепления и кавернообразования.

14.4.3. Каверны в стволе скважины могут быть сплошными или отделяться от дневной поверхности кровлей в виде суженной горловины; горловина может занимать скрытое по глубине положение.

Слой дневной поверхности или горловина под дополнительным действием атмосферного и возмущающего тепла могут терять устойчивость, сползать в нижние интервалы каверны, образуя воронку вплоть до разрушения основания, наклона или падения вышки.

14.5. Характерными изменениями в мерзлой толще при работе скважины являются следующие.

14.5.1. В консолидированных глинах в зоне нулевой изотермы происходит только повышение температуры.

14.5.2. На контакте с консолидированным глинистым слоем происходит ускоренное протаивание льдистых пластов.

14.5.3. Протаивание мерзлой толщи, в частности линз льда, происходит как в радиальном направлении, так и с подошвы за счет перетока в вертикальном направлении выделяемого скважиной тепла на участке, находящемся в морозных глинах и талых породах.

Темп протаивания льда с подошвы усиливается по мере увеличения срока работы скважины и при кустовом расположении скважин.

14.5.4. В породах с избыточной льдистостью при протаивании образуется полость, которая может достигать дневной поверхности. Внизу полость заполняется осадком, сверху - водой. Высота осадка зависит от льдистости пород. Кровля полости и дневная поверхность вокруг нее могут обваливаться, часто с образованием (расширением) воронки, если не проводить необходимых мероприятий.

14.6. В период временной остановки или консервации скважины идет обратное промерзание, но уже модифицированных против естественного состояния ММП, а также возврат нулевой изотермы.

В заколонном пространстве против глинистых пластов, а также в межколонных пространствах и эксплуатационной колонне, если они заполнены водой, образуются ледяные пробки.

Замерзание водосодержащей среды в замкнутом пространстве приводит к росту давления на его ограничивающие поверхности. Максимальное давление в заколонном пространстве может достигать давления гидроразрыва пород, в межколонном и колонном - соответствующее минимальной температуре мерзлых пород. При этом давление передается также по дефектам (каналам) в цементном кольце, вследствие чего место смятия колонн не всегда соответствует интервалу с наименьшей отрицательной температурой пород.

14.7. В условиях наличия газовмещающего пласта (газогидратной залежи) характерной закономерностью распределения градиентов пластовых давлений является следующая: давление в криопеге не может превышать давление поглощения (разрыва) вмещающих пород; давление в интервале газогидратной залежи падает от подошвы криопега к подошве газовмещающего пласта (чаще до град. = 1,0).

Особенности геолого-технических условий строительства скважин, вскрывающих горизонты ниже ММП и сеноманских отложений

14.8. Помимо «традиционных» сложностей строительства глубоких скважин, на месторождениях с наличием ММП проблема усложняется за счет следующих условий:

14.8.1. Большого перепада между естественной температурой мерзлых пород и забойной температурой на проектной глубине.

14.8.2. Сочетания аномально-высоких пластовых давлений и относительно низких градиентов давления гидроразрыва продуктивных горизонтов.

14.8.3. Наличия близкорасположенных по глубине многопластовых залежей с несовместимыми условиями их вскрытия и крепления в один прием по пластовым давлениям.

14.8.4. Усугубления проблемы сочетания требований качественного крепления ММП для обеспечения долговечности крепи с требованиями качественного крепления нижележащих отложений.

Требования к условиям вскрытия ММП

14.9. Исходная горно-геологическая информация по строительству скважин в районе работ или в аналогичных условиях должна, как правило, дополняться и уточняться для отдельных кустовых площадок.

С этой целью исследования ММП необходимо проводить в специальных параметрических скважинах, закладываемых по границе кустовой площадки.

14.10. При проектировании наклоннонаправленных скважин необходимо предусматривать вскрытие ММП вертикальным стволом.

14.11. Запрещается использовать воду в качестве промывочной жидкости.

14.12. Бурение под шахтовое (первое) направление ведется шнеком «сухим» способом с использованием передвижной установки (например, КАТО).

14.13. Особое внимание следует уделять предотвращению интенсивности растепления и кавернообразования в высокольдистых породах эпикриогенных и синкриогенных отложений.

14.13.1. Уменьшать радиальную скорость утончения и перемещения нулевой изотермы (переходной зоны «лед-вода») за счет уменьшения теплового воздействия на стенки скважины путем их упрочнения (например, с помощью гидродинамического кольмататора) и ограничения скорости восходящего потока промывочной жидкости:

14.13.2. Температура закачиваемого в скважину бурового раствора должна быть в пределах +8÷10 °С.

14.13.3. Буровой раствор должен обладать псевдопластичными свойствами, проявляющимися в сдвиговом разжижении, обеспечивающими образование защитного неподвижного пристенного слоя в процессе бурения и промывки ствола. Наиболее отвечают этим свойствам полимерглинистые растворы.

14.13.4. Продолжительность нахождения ствола скважины в открытом состоянии (от момента начала вскрытия до крепления удлиненным направлением) должна быть минимальной, не превышать 10-15 ч.

14.14. С целью предупреждения интенсивных водогазопроявлений и выбросов при вскрытии криопегов и газогидратных залежей необходимо:

14.14.1. Применять утяжеленный буровой раствор соответствующей плотности с использованием оставшегося раствора после бурения вышележащего интервала с последующей обработкой (бентонит, барит, ГКЖ, КМЦ, нитролигнин, НТФ, ФХЛС, графит, КССБ и др.).

14.14.2. Обеспечивать максимальную скорость углубления в сочетании с искусственным упрочнением стенок скважины и ограничением температуры бурового раствора.

14.15. Очистку бурового раствора осуществлять с применением 2-3-ступенчатой системы в зависимости от конкретных геолого-технических условий.

Особенности конструкции скважин и цементирования обсадных колонн

14.16. Проектирование конструкций и технико-технологических решений по креплению скважин необходимо осуществлять с выполнением основных требований, предъявляемых к нефтяным и газовым скважинам, изложенных в разд. 1-13 настоящей Инструкции, а также следующих специальных требований.

14.17. Для районов работ, где объемная льдистость четвертичных отложений не превышает 40%, допускается конструкция скважин без применения дополнительных средств пассивной или активной теплоизоляции крепи.

В случае образования приустьевой воронки после выпадения в осадок растепленных пород воронка засыпается минеральным грунтом.

14.18. Для условий присутствия отложений с льдистостью более 40% объемных конструкция скважин должна выбираться с учетом необходимости дополнительной активной или пассивной (или в сочетании) теплоизоляции.

14.19. Существующие методы и средства активной теплоизоляции в настоящее время не имеют достаточно технологичных и экономичных решений.

Допускается и необходимо при проектировании конструкций предусматривать пассивную, как основной вариант, теплоизоляцию ММП с учетом специальных технико-технологических решений при бурении и креплении скважин.

14.19.1. Конструкция скважины должна предусматривать возможность использования теплоизолированных лифтовых труб конструкции ВНИИГаза или закупаемых по импорту.

Теплоизолированные трубы должны располагаться как минимум против мерзлых пород, где пластовая вода находится в твердом (лед) состоянии, как правило, до башмака зоны газогидратных отложений.

14.19.2. Шахтовое направление (глубиной до 20 м) в конструкции скважин обязательно. Установка шахтового направления входит в состав подготовительных работ до затаскивания буровой установки на точку.

Цементирование шахтового направления необходимо осуществлять тампонажным раствором нормальной плотности (ρ = 1850-1830 кг/м3) на базе портландцемента ПЦТ-50, затворенного на растворе хлористого кальция 6-8%- ной концентрации.

14.19.3. Трубное направление должно перекрывать интервал залегания высокольдистых пород с установкой башмака в консолидированных устойчивых глинах эпикриогенной части разреза с заглублением не менее, чем на 5 м. Как правило, это соответствует глубине до 50-80 м.

Цементирование трубного направления необходимо осуществлять таким же тампонажным раствором, как и шахтовое направление.

14.19.4. Кондуктор должен перекрывать всю толщу ММП с заходом башмака не менее, чем на 50 м в устойчивые глины подстилающих отложений.

Цементирование кондуктора осуществлять в один прием двумя порциями тампонажного раствора на базе портландцемента ПТЦ-50. Верхняя порция - облегченный раствор плотностью 1550-1600 кг/м3 (составы см. ниже), нижняя - раствор плотностью 1850-1900 кг/м3, затворяемые на 6-8%-ном растворе хлористого кальция. Объем нижней порции раствора должен выбираться из расчета подъема от башмака приблизительно на 100 м.

14.19.5. Количество и глубины спуска промежуточных обсадных колонн выбираются в соответствии с п.п. 2.2 и 2.3 настоящей Инструкции.

14.19.6. При выборе диаметра эксплуатационной колонны, способов установки промежуточных колонн (от необходимой глубины до устья или в виде потайной), помимо требований оптимального отбора продукции, необходимо учитывать возможность спуска составных теплоизолированных лифтовых труб, если это предусматривается в данной конструкции скважины.

14.20. Выбор способа спуска и цементирования обсадных колонн необходимо производить в соответствии с п.п. 2.11-2.15 настоящей Инструкции.

Примечание. Применение комбинированного двухстадийного способа цементирования с закачиванием тампонажного раствора на второй стадии с устья в затрубное пространство на поглощение запрещается. Отсутствие в данном предприятии муфт ступенчатого цементирования, устройств для секционного спуска обсадных колонн и других не является основанием применения указанного способа. В случае отсутствия необходимых технических средств отечественного производства следует предусматривать закупку их по импорту.

14.21. Общие принципы выбора и расстановки заколонной технологической оснастки обсадных колонн (разд. 8 и прил. 12 Инструкции) распространяются также на скважины, бурящиеся в условиях наличия ММП, с учетом следующих особенностей.

14.21.1. В обсаженном стволе скважины в интервале залегания ММП и на 50 м ниже обсадные колонны должны оснащаться жесткими центраторами-турбулизаторами типа ЦТГ.

Для обсадных колонн диаметром 324 мм и более допускается применение жестких центраторов типа «стрингер» конструкции ТюменНИИгипрогаза.

В необсаженном стволе кондуктор оснащать центраторами типа ЦЦ-1.

14.21.2. В обсаженном или открытом стволе скважины ниже ММП с углом наклона до 25° возможно использование упругих центраторов типа ЦЦ-1.

14.21.3. Для наклонных более 25° и горизонтальных участков ствола скважины необходимо применять жесткоупругие центраторы типа ЦЦ-2,4 или жесткие - типа ЦТГ.

14.21.4. Потайные колонны, особенно выполняющие роль части эксплуатационной или перекрывающие верхний этаж нефтегазоносности, должны обязательно оснащаться заколонными пакерами.

14.22. Буферные жидкости для цементирования обсадных колонн, в том числе в случаях, предусматривающих вымыв жидкости на поверхность, должны быть незамерзающими.

14.23. Рекомендуемые составы облегченных тампонажных композиций приведены в прил. 3.

14.24. Для каждого региона (района, месторождения) должны быть разработаны регламенты на все требования к крепи скважин и их реализацию, в том числе по конструкции скважин, методам и материально-техническим средствам цементирования обсадных колонн, схемам обвязки обсадных колонн на устье и оборудования их противовыбросовым оборудованием, дополнительным требованиям к прочностному расчету обсадных колонн, расчету крепи скважины на устойчивость, методам гидродинамической кольматации ствола скважины и др.

Регламенты должны разрабатываться на основе действующих НТД, в том числе настоящей Инструкции, РД «Регламент по выбору конструкций и технологии крепления скважин, рассчитанных на длительную эксплуатацию в условиях Бованенковского ГКМ» (ТюменНИИгипрогаз, 1994), РД 00158758-160-94 «Определение прочностных характеристик обсадных труб, спускаемых в зону ММП, из условия сохранения целостности и герметичности эксплуатационных колонн способом управляемой разгрузки давления обратного промерзания на внешнюю сторону крепи» (ТюменНИИгипрогаз, 1994), РД 00158758-176-96 «Регламент по креплению Ачимовских отложений, характеризующихся аномально-высокими пластовыми давлениями (АВПД) и высокими забойными температурами» (ТюменНИИгипрогаз, 1996) и др.

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение 1

МЕТОДИКА РАСЧЕТА УСЛОВИЙ ПРОХОДИМОСТИ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ ПО СТВОЛУ СКВАЖИНЫ

Исходные данные, необходимые для расчета:

Dдол - диаметр скважины, м;

Dт - диаметр турбобура, м;

dн - номинальный наружный диаметр обсадной колонны, м;

dв - внутренний диаметр обсадной колонны, м;

δ - максимальная толщина стенки обсадной колонны, мм;

dнУБТ - наружный диаметр активной части УБТ, м;

dвУБТ - внутренний диаметр активной части УБТ, м;

dм - наружный диаметр муфт, м;

σт - предел текучести стали обсадных труб, Н/м2;

m - вес единицы обсадных труб в буровом растворе, кН/м;

dт - наружный диаметр корпуса турбобура, м;

α - средний зенитный угол ствола скважины в интервале крепления, град;

i, β - интенсивность искривления ствола скважины, град/10 м;

dмах - наружный диаметр внешних элементов технологической оснастки в сжатом положении, м.

Эффективный (реальный) диаметр ствола скважины Dэф в местах образования уступов определяется выражением

Dэф = 0,5 (Dдол + dнУБТ);

Dэф = 0,5 (Dдол + 0,91 Dт).                                                     (1)

Для успешного спуска в скважину колонны обсадных труб в зависимости от ее диаметра и конструкции соединений эффективный диаметр ствола должен отвечать следующим условиям:

- для безмуфтовых обсадных колонн

Dэф ≥ dн                                                                     (2)

- для муфтовых обсадных труб

Dэф ≥ 0,5 (dн + dм)                                                           (3)

- для обсадных колонн, оборудованных внешними элементами технологической оснастки

Dэф ≥ dмах                                                                   (4)

Минимально необходимые диаметры активной (наддолотной) части УБТ для успешной операции по спуску обсадных колонн:

- при использовании безмуфтовых обсадных колонн

dУБТ ≥ 2 dн – Dдол                                                           (5)

- при использовании муфтовых обсадных труб

dУБТ ≥ dн + dм – Dдол                                                         (6)

- при использовании элементов внешней технологической оснастки,

dУБТ ≥ 2 dмах – Dдол                                                           (7)

Рекомендуемые диаметры УБТ, устанавливаемые над долотом при бурении и подготовке ствола скважин к спуску обсадных колонн, приведены в таблице П1.1.

Расчет требуемой длины УБТ активной части КНБК или длины составного наддолотного маховика l из условий предотвращения местных уступов определяется выражением:

.                                                              (8)

При отсутствии УБТ требуемых диаметров следует:

- применять центраторы и расширители, устанавливая их в местах, которые рекомендуются «Инструкцией по предупреждению искривления вертикальных скважин» РД 39-0148052-514-86 (М., ВНИИБТ - Миннефтепром, 1986).

При бурении наклоннонаправленных скважин применяемые КНБК должны отвечать требованиям «Инструкции по бурению наклоннонаправленных скважин» (М., ВНИИБТ, 1986) и РД 39-2-171-79 «Инструкции по бурению наклоннонаправленных скважин с кустовых площадок».

- использовать составные наддолотные маховики, изготовляемые в мастерских буровых предприятий из стандартных УБТ диаметром 203 или 178 мм и обсадных труб требуемого диаметра и длины.

Суммарная жесткость УБТ и обсадной трубы составного маховика, а также жесткость корпуса применяемых центраторов (расширителей) должны быть не менее жесткости обсадной колонны.

Требуемое соотношение жесткости УБТ с наружным диаметром, определенным по (5)-(7), и жесткости спускаемой обсадной колонны

                                                             (9)

Требуемое соотношение суммарной жесткости УБТ с обсадной трубой составного маховика и жесткости спускаемой обсадной колонны

,                                                  (10)

где dн1 и dв1 - наружный и внутренний диаметр обсадной трубы составного маховика соответственно; dн1 - определяется по условию формул (5)-(7);

dн2 и dв2 - наружный и внутренний диаметр УБТ (178 или 203 мм) составного маховика.

Таблица П1.1