Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин рд 39-00147001-767-2000
|
Скачать 2.94 Mb.
|
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 = 0,430,45. Примечания: Повышенная прочность тампонажного камня обеспечивается за счет снижения В/Ц для портландцементных растворов до 0,370,42 и для шлаковых растворов до 0,350,4. 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 бж, бр, тр - соответственно плотность БЖ, бурового и тампонажного растворов; бж, бр, тр - пластическая вязкость БЖ, бурового и тампонажного растворов; 0бж, 0бр, 0тр 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. |
Похожие:
 |
Курса Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. Методы увеличения производительности скважин. Исследования скважин. Сбор и подготовка нефти... |
|
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 |
|
Методические указания по выполнению внеаудиторных самостоятельных... И. В. Федоренко, преподаватель спецдисциплин огбпоу «Томский политехнический техникум» |