Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин рд 39-00147001-767-2000
|
Скачать 2.94 Mb.
|
|
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 = 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 Р = 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. |
Похожие:
 |
Курса Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. Методы увеличения производительности скважин. Исследования скважин. Сбор и подготовка нефти... |
 |
Дипломного проекта по дисциплине «Заканчивание скважин» «Бурение нефтяных и газовых скважин» очной, заочной и заочносокращенной форм обучения |
|
Методические рекомендации По организации внеаудиторной самостоятельной... «Информатика» разработаны в соответствии с Федеральными государственными образовательными стандартами среднего профессионального... |
|
Инструкция по заполнению формы федерального государственного статистического... Утвердить по согласованию с Минтопэнерго России прилагаемые инструкции по заполнению форм федерального государственного статистического... |
|
Инструкция по заполнению формы федерального государственного статистического... Утвердить по согласованию с Минтопэнерго России прилагаемые инструкции по заполнению форм федерального государственного статистического... |
|
Методическое указаниЕ «Нетрадиционные технологии ремонта скважин», часть 1 – Кислотная обработка скважин с помощью технологий гибких труб для студентов... |
|
Программа: Строительство нефтяных и газовых скважин в сложных горно-геологических... Программа: Строительство нефтяных и газовых скважин в сложных горно-геологических условиях |
|
1. Являются ли обязательными для исполнения "Правила безопасности... Б аттестация руководителей и специалистов организаций, осуществляющих разработку нефтяных и газовых месторождений |
|
Профессиональный стандарт Технологический контроль и управление процессом бурения нефтяных и газовых скважин |
|
Профессиональный стандарт Технологический контроль и управление процессом бурения нефтяных и газовых скважин |
|
Профессиональный стандарт Технологический контроль и управление процессом бурения нефтяных и газовых скважин |
|
Техническая инструкция по проведению геолого-технологических исследований... Разработан коллективом авторов в составе: Лукьянов Э. Е. Акимов Н. В., Антропов В. Ф., Кожевников С. В., Муравьев П. П., Нестерова... |
|
Программа «Строительство нефтяных и газовых скважин в сложных горно-геологических... Буровые предприятия России решают проблему улучшения технико-экономических показателей буровых работ за счет оптимизации технологии... |
|
«Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтепроявлениях... Учебный курс предназначен для обучения специалистов по теме «Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтепроявлениях с правом... |
|
Институт химии нефти Нетрол в качестве реагента для кислотных обработок призабойных зон нефтяных и газовых скважин |
|
Условия эффективной эксплуатации пхг при двухфазном режиме работы эксплуатационных скважин Специальность 25. 00. 17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений |