Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин рд 39-00147001-767-2000
|
Скачать 2.94 Mb.
|
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. |
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 |