НПП "Центр охраны труда"


Назад


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


Диаметр обсадных труб, мм

114-127

140-146

168-245

273-299

324-426

Разность диаметров муфт и скважины, мм

15

20

25

35

39-45


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


Диаметр труб, мм

114-127

140-146

168

178-194

219-245

273-351

377-426

Минимальное давление, МПа

13,0

11,0

10,0

8,5

8,0

7,0

6,0


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


Условный наружный диаметр труб, мм

Длина калибрующей части шаблона, мм

Диаметр шаблона, мм

114-219

150

d* - 3

245-340

300

d - 4

351-508

300

d - 5


* 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


Максимальное паспортное давление, МПа

< 200

200-560

560-650

> 650

Коэффициент запаса прочности

1,5

1,4

1,3

1,25


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


Условный диаметр обсадной колонны, мм

426

377

351

324

299

273

245

219

194

178

168

146

140

127

114

Допустимая интенсивность искривления, град/10 м

0,8

1,0

1,2

1,3

1,6

2,0

2,3

2,8

3,5

4,0

5,0

7,0

7,5

9,5

11,0


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


Условный диаметр труб, мм

Треугольная резьба с закругленным профилем

ОТТМ1

ОТТГ1

ОГ1м

толщина стенки, мм

до 9

9 и более

114

3,00-4,00

-

3,30-4,70

3,90-5,20

3,00

127

3,30-5,10

6,00

3,40-4,80

4,00-5,40

3,50

140

5,00-6,00

7,00-8,00

3,70-6,00

5,80-8,00

4,00

146

5,00-6,00

7,60-9,60

4,30-6,10

6,00-8,20

4,00

168

6,00-7,90

9,10-12,80

4,30-6,60

6,90-10,70

4,50

178

7,10-8,40

9,70-13,60

4,40-7,00

7,00-11,00

4,50

194

7,40-9,60

11,20-15,70

4,90-8,40

7,50-11,50

5,50

219

11,60

13,50-19,20

5,30-8,50

9,90-16,00

6,50

245

13,10

15,20-21,60

5,60-10,20

11,40-21,90

7,50

273

11,80-15,20

17,80-25,40

5,80-9,40

12,60-21,60

8,50

299

16,80

19,60-27,90

6,00-8,70

-

-

324

-

21,60-30,80

7,50-9,60

-

-

340-377

-

23,40-33,40

7,80-9,80

-

-

407-426

-

30,00-43,00

-

-

-

508

-

49,40

-

-

-


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


Условный диаметр труб, мм

Крутящий момент свинчивания, кН·м

оптимальный

минимальный

максимальный

Резьбы закругленного профиля, шаг 8 ниток на 25,4 мм

114

1,70

1,50

2,20

140

3,70

2,80

5,50

168

4,40

3,30

6,50

178

5,30

3,90

7,90

194

5,30

4,30

7,90

219

5,70

4,80

8,40

245

6,50

4,80

9,70

273

6,80

5,10

10,10

Резьбы Экстрем-лайн

140

3,75

3,00

4,50

168

4,25

3,50

5,00

178

4,20

3,50

5,00

194

6,00

5,00

7,00

219

6,00

5,00

7,00

245

6,50

5,50

7,50

273

6,50

5,50

7,50


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


Диаметр обсадной колонны, мм

Необходимый эффективный диаметр скважины, мм

Минимальный необходимый диаметр УБТ наддолотного комплекта (мм) в скважинах различных диаметров (мм)

обсадные трубы

муфты

640,0

590,0

540,0

490,0

444,5

393,7

370,0

349,2

320,0

295,3

269,9

244,5

215,9

190,5

161,0

426

451

439

299

299

340**

407**












377

402

390


273

273

299

340**











351

376

364



254

254

299

340**










324

351

338




229

229

299










299

324

312





229

229

254

299








273

299

286






203

203

299

254

254*






245

270

258








203

203

229

229*





219

245

232









178

178

203

203*




194

216

205











178

178

178*



178

198

188











146

146

178



168

188

178












146

146

146*


146

166

156












146

146

133*


140

159

150













133

133

133*


* Случаи применения безмуфтовых соединений.

** Диаметры нестандартных составных УБТ.


Для обеспечения проходимости обсадной колонны по стволу с гарантийным обеспечением ее прочности при изгибе (στ < [στ]) в зависимости от жесткости колонны (EI), интенсивности искривления ствола скважины (β1), величины среднего значения зенитного угла (α) при соответствующих соотношениях (Dдол) и (dн) определяется формулой

,                                    (11)

где E = 2,06 · 108 кН/м2; , м4.

Допустимая интенсивность искривления ствола скважины из условия прочности обсадной колонны при изгибе β2 (град/10 м) определяется формулой

.                                           (12)

Выбор допустимой интенсивности искривления скважины (град/10 м) осуществляется из условия [β] = min [β1, β2].


Расчет размеров наддолотного участка УБТ для КНБК турбинного бурения


Расчет диаметра наддолотного участка КНБК осуществляется по (5)-(7) в зависимости от конструктивных особенностей обсадной колонны.

Если применяемый диаметр турбобура окажется меньше dУБТ, рассчитанного по (5)-(7), то над долотом необходимо установить УБТ достаточного диаметра и длины по (8).

Если диаметр корпуса турбобура достаточен для обеспечения проходимости обсадной колонны, то установка УБТ над долотом необязательна.

Если формирование ствола скважины производилось одной из указанных в табл. П1.2 КНБК, то подготовка ствола к спуску обсадной колонны может осуществляться двумя-тремя нижними секциями.

Состав комплектов КНБК, устойчивых против искривления при роторном бурении.


Таблица П1.2


Номер комплекта КНБК

Допустимая расчетная осевая нагрузка, тс

Число секций УБТ длиной по 24 м каждая при диаметре dУБТ

299

273

254

229

203

178

146

133

КНБК(1)

до 4,4







1

1,5

КНБК(2)

до 8,1






1

1

2

КНБК(3)

до 12,5





1

1

3


КНБК(4)

до 18,1




1

1

1

3


КНБК(5)

до 23,6



1

1

1

3



КНБК(6)

до 29,8


1

1

1

3




КНБК(7)

до 41,2

1

1

1

1

3,5





Пример расчета

Исходные данные:

Диаметр ствола скважины Dдол = 0,2953 м;

Диаметр обсадной колонны dн = 0,2445 м;

Компоновка колонны бурильных труб при бурении под обсадную колонну dн = 0,2445 м:

Долото Dдол = 0,2953 м;

УБТС dнУБТ = 0,229 м длиной 25 м;

УБТС dнУБТ = 0,203 м длиной 10 м;

УБТС dнУБТ = 0,178 м длиной 165 м;

ТБВК dБТ = 0,127 м длиной 2300 м.

Глубина спуска обсадной колонны l = 2500 м; группа прочности стали обсадной колонны - Р110, толщина стенки - 11,99 (dв = 0,2205 м), σт = 770 МПа, вес единицы длины m = 69,94 кг, диаметр муфты dм = 0,2699 м.

Скважина заполнена буровым раствором плотностью ρ = 2000 кг/м3.

Интенсивность искривления ствола скважины i = 2,05°/10 м.

Средний зенитный угол в интервале искривления ствола скважины α = 30°.

Проверка выполнения условий:

а) условие, вытекающее из формул (3) и (6)

, , условие выполнено

б) условие, вытекающее из формулы (9)

, условие выполнено

в) условие, вытекающее из формулы (8)

, условие выполнено

Расчет допустимой интенсивности искривления скважины из условий формулы (11)

Модуль упругости E = 2,06 · 108 кН/м2

м4.

Жесткость обсадной колонны

EI = 2,06 · 108 · 6,082 · 10-5 = 12530 кН·м2

Вес одного погонного метра обсадной трубы в буровом растворе

mp = (m Vт · ρ) ·9,81 ·10-3

m = [69,94 - 0,785 (0,24452 0,22052) · 2000] · 9,8 · 10-3 = 0,51 кН

β1 - допустимый по формуле (11), где cos 30° = 0,866 и sin 30° = 0,5

,

что больше фактической интенсивности искривления (2,05°/10 м)

β2 - допустимый по формуле (12)

,

что значительно выше фактической интенсивности.


Вывод

В ствол скважины с параметрами, указанными в исходной информации, обсадная колонна с dн = 0,2445 м может быть беспрепятственно допущена до забоя без нарушения целостности.



Приложение 2


ПРОЧНОСТНОЙ РАСЧЕТ НЕЦЕМЕНТИРУЕМОЙ ВЕРХНЕЙ ЧАСТИ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ


1. При проектировании конструкции скважины прочностной расчет предусматривает определение допустимой длины нецементируемой части обсадной колонны L, м, из условия предотвращения нарушения труб при полной разгрузке колонны на цементное кольцо в процессе оборудования устья колонной головкой.

1.1. В общем случае проверочный расчет осуществляется по следующей зависимости

,                                                        (1)

где L - допустимая длина нецементируемой части колонны, м;

σт - предел текучести материала труб, кгс/см2;

k - коэффициент запаса прочности;

q - масса 1 п.м. труб, кг/м;

F - площадь сечения тела трубы, см2;

D, dн - соответственно диаметр ствола скважины и наружный диаметр труб на рассматриваемом участке (сечении), см;

W - осевой момент сопротивления труб в рассматриваемом сечении, см3

,

здесь dв - внутренний диаметр труб в рассматриваемом сечении, см.

1.2. Порядок проверочного расчета при проектировании

1.2.1. По длине участка L, принятой из условия п. 2.9 Инструкции, из расчетной компоновки колонны определить длину секций с одинаковой толщиной и маркой стали.

1.2.2. Для каждого сечения нижних труб секции колонны произвести расчет снизу вверх или наоборот по формуле

,                                                       (2)

где Li - длина колонны от устья до рассматриваемого сечения;

σтi, Fi, Di, Wi - соответственно предел текучести материала труб, площадь сечения тела труб, диаметр скважины, осевой момент сопротивления труб в рассматриваемом сечении;

qi - средневзвешенная по длине масса труб на участке Li.

1.2.3. При удовлетворении неравенства (2) расчет закончен.

1.2.4. При неудовлетворении (2) принять решение об упрочнении колонны или уменьшении величины L с перерасчетом.

2. Перед оборудованием устья скважины необходимо:

2.1. По данным геофизических исследований определить длину свободной от цемента части колонны и диаметры незацементированного ствола скважины. Выбрать необходимую информацию из фактической компоновки обсадной колонны.

2.2. Произвести расчет снизу вверх или наоборот по формуле

,                                                           (3)

здесь G - масса колонны от устья до рассматриваемого сечения.

2.3. При удовлетворении (3) колонна может быть разгружена полностью.

2.4. При неудовлетворении (3):

2.4.1. Принимается решение о невозможности разгрузки обсадной колонны.

2.4.2. По решению руководства буровой организации может быть проведено уточнение глубины возможного защемления колонны выше «головы» цементного кольца известными методами (например, магнитным локатором) и выполнен дополнительный расчет.

Примечания: 1. Величина k в формуле (1) принимается равной 1,25.

2. Значения qi принимаются без учета облегчения труб в буровом растворе.

3. В расчетных зависимостях не учитывается частичное зависание колонны за счет трения и пространственного искривления при изгибе за счет разгрузки.

4. На основании п.п. 2 и 3 настоящего примечания в формулу (3) вносится k = 1,10-1,15.



Приложение 3


МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ВЫБОРУ ТАМПОНАЖНЫХ МАТЕРИАЛОВ И РАСТВОРОВ


1. Выбор тампонажных материалов

Исходная геолого-техническая информация (ИГТИ) формируется с указанием глубин по вертикали и по длине колонны.

1.1. Глубина спуска обсадной колонны.

1.2. Общий интервал цементирования.

1.3. Глубина установки устройства ступенчатого цементирования (по п. 2.13 Инструкции).

1.4. Интервал установки потайной колонны.

1.5. Интервалы установки секций при спуске колонны секциями (по п. 2.12 Инструкции).

1.6. Геостатическая температура горных пород:

- на глубине установки башмака колонны;

- на глубине 3,2 м (нейтрального слоя, кроме ММП, см. разд. 14);

- на глубине устройства ступенчатого цементирования;

- на стыке секций;

- на «голове» потайной колонны.

1.7. Интервалы залегания пород с наличием:

- галита;

- бишофита;

- сульфатов;

- минерализованной среды с указанием степени минерализации;

- сероводорода и углекислоты с указанием содержания во флюиде в % объемных.

1.8. Плотность бурового раствора.

1.9. Давления гидроразрыва пород по глубинам в интервале цементирования открытого ствола скважины.


Порядок выбора типа тампонажного материала (композиций)


1.10. Выбор типов тампонажных материалов или композиций (ниже - цемента) осуществляется отдельно для ступеней или секций колонны.

1.11. С учетом требований по п. 5.8 Инструкции выбирается из табл. П3.1 и П3.4 один или несколько типов цемента по термостойкости.

Примечание. В табл. П3.4. представлены рекомендуемые композиции для условий сероводородной и углекислотной агрессии.


1.12. Проверяется пригодность цемента (ов) по п. 1.11 для вышележащего интервала.

В случае необходимости для этого интервала применяется другой тип (ы) цемента из табл. П3.1 и П3.4 по термостойкости и с дополнительной разбивкой на подинтервалы.

1.13. Из выбранных по п.п. 1.11 и 1.12 типов цемента исключают цементы, не удовлетворяющие стойкости к агрессии горных пород в соответствии с табл. П3.2 в интервале, где размещается цемент по окончании процесса цементирования.

1.14. После процедуры по п. 1.13 для каждого интервала принимается один тип цемента с учетом диапазона плотностей по табл. П3.2, П3.3, П3.4 и выполнения в любой точке интервала цементирования неравенства

Ргс 0,95 Ргп,                                                               (1)

где Ргс - гидростатическое давление составного столба «тампонажный раствор (ы) - буровой раствор»; в первом приближении буферная жидкость не учитывается;

Ргп - давление гидроразрыва пласта; при бурении в условиях поглощений в качестве Ргп принимается давление начала поглощения.

1.15. Плотности тампонажных растворов по интервалам должны быть убывающими по высоте и одинаковыми для данного типа цемента.

Плотность раствора в верхнем интервале должна, как правило, удовлетворять условию

ρцр ρбр + 20,                                                                (2)

где ρцр - плотность тампонажного раствора, кг/м3;

ρбр - плотность бурового раствора при последнем долблении при бурении скважины, кг/м3.

Допускается соотношение ρцр ρбр + 10 для случаев ρбр 2000 кг/м3.


Таблица П3.1


Наименование цемента

Обозначение

Стандарт, ТУ

Изготовитель

1

2

3

4

1. Портландцемент тампонажный бездобавочный для темп. 15-50 °С

ПЦТ I-50

ГОСТ 1581-96

Цементные заводы России

2. Портландцемент тампонажный с минеральными добавками для темп. 15-50 °С

ПЦТ II-50

ГОСТ 1581-96

Цементные заводы России

3. Портландцемент тампонажный бездобавочный для темп. 50-100 °С

ПЦТ I-100

ГОСТ 1581-96

Цементные заводы России

4. Портландцемент тампонажный с минеральными добавками для темп. 50-100 °С

ПЦТ II-100

ГОСТ 1581-96

Цементные заводы России

5. Портландцемент тампонажный песчанистый для темп. 20-150 °С

ПЦТ II-150

ТУ 39-00147-001-170-97

ОАО НПО «Бурение»

ОАО Ильский з-д «Утяжелитель»

6. Портландцемент тампонажный облегченный для темп. 20-50 °С

ПЦТ III-Об

(4-6)-50

ГОСТ 1581-96

Цементные заводы России

7. Портландцемент тампонажный облегченный для темп. 50-100 °С

ПЦТ III-Об

(4-6)-100

ГОСТ 1581-96

Цементные заводы России

8. Портландцемент тампонажный утяжеленный для темп. 25-50 °С

ПЦТ-III-Ут

(0-3)-50

ГОСТ 1581-96

Цементные заводы России

9. Портландцемент тампонажный утяжеленный для темп. 50-100 °С

ПЦТ-III-Ут

(0-3)-100

ГОСТ 1581-96

Цементные заводы России

10. Цемент тампонажный термостойкий для темп. 80-160 °С

ЦТТ-160

ТУ 39-00147-001-170-97

ОАО НПО «Бурение»

ОАО Ильский з-д «Утяжелитель»

11. Цемент тампонажный термосолестойкий для темп. 160-250 °С

ЦТТ-250

ТУ 39-00147-001-170-97

12. Цемент тампонажный термосолестойкий утяжеленный для темп. 80-160 °С

ЦТТУ-1,2-160

ТУ 39-00147-001-170-97

13. Цемент тампонажный термосолестойкий утяжеленный для темп. 160-250 °С

ЦТТУ-1,2-250

ТУ 39-00147-001-170-97


Таблица П3.2


Входная информация

Обозначение и порядковый № цемента по таблице П3.1

ПЦТ-I-50

ПЦТ-II-50

ПЦТ-I-100

ПЦТ-II-100

ПЦТ-II-150

ПЦТ-III-Об(4-6)-50

1

2

3

4

5

6

1. Рекомендуемая температурная область применения, °С

(-2)-20







20-50

+

+




+

50-100



+

+

+


100-160





+


160-250







2. Расчетная плотность тампонажного раствора, кг/м3

1900-1880

1850-1830

1900-1880

1850-1930

1890-1820

1400-1600

3. Рекомендуемое водоцементное отношение

0,44-0,45

0,48-0,50

0,44-0,46

0,48-0,50

0,40-0,45

0,75-1,20

4. Плотность сухого цемента, кг/м3

3150

3120

3150

3120

2880-2950

2700-2900

5. Отложения в интервале цементирования







Галит

+

+

+

+

+

+

Бишофит

-

-

-

-

-

-

Сульфаты

+

+

+

+

+

+

Минеральная среда с минерализацией до 40 г/л

+

+

+

+

+

-

Содержание сероводорода в пределах 6-25% по объему

-

-

-

-

+

-

6. Вид флюида

Пресная вода

+

+

+

+

+

+

Нефть

+

+

+

+

+

-

Газ

+

+

+

+

+

-

Газоконденсат

+

+

+

+

+

-

7. Массовая доля реагентов в % в пересчете на сухое вещество от массы цемента

Замедлители схватывания

ЛСТ



0,1-0,5

0,1-0,5

0,1-0,5


КМЦ



0,1-0,8

0,1-0,8

0,1-0,8


Гипан



0,1-0,8

0,1-0,8

0,1-0,8


НТФ



0,05-0,2

0,05-0,2

0,05-0,2


Ускорители схват.

CaCl2

1-3

-

-

-

-

1-3

NaCl

1-3

-

-

-

-

1-3

Na2CO3

1-3

-

-

-

-

1-3

Стабилизаторы

КМЦ

0,3-2,0

0,3-2,0

0,3-2,0

0,3-2,0

0,3-2,0

0,3-2,0

Гипан

0,3-2,0

0,3-2,0

0,3-2,0

0,3-2,0

0,3-2,0

0,3-2,0

ПВС-ТР

0,25-0,6

0,25-0,6

0,25-0,6

0,25-0,6

0,25-0,6

0,25-0,6


Продолжение таблицы П3.2


Входная информация

Обозначение и порядковый № цемента по таблице П3.1

ПЦТ-III-Об (4-6)-100

ПЦТ-III-Ут (0-3)-50

ПЦТ-III-Ут (0-3)-100

ЦТТ-160

ЦТТ-250

ЦТТ У-1,2-160

ЦТТ У-1,2-250

7

8

9

10

11

12

13

1. Рекомендуемая температурная область применения, °С

(-2)-20








20-50


+






50-100

+


+





100-160




+


+


160-250





+


+

2. Расчетная плотность тампонажного раствора, кг/м3

1400-1600

2000-2300

2000-2300

1890-1820

1890-1820

2250-2080

2250-2080

3. Рекомендуемое водоцементное отношение

0,75-1,20

0,30-0,40

0,30-0,40

0,40-0,45

0,40-0,45

0,30-0,36

0,30-0,36

4. Плотность сухого цемента, кг/м3

2700-2900

3400-3800

3400-3800

2880-2940

2880-2940

3400-3600

3400-3600

5. Отложения в интервале цементирования








Галит

+

+

+

+

+

+

+

Бишофит

-

-

-

+

+

-

-

Сульфаты

+

+

+

+

+

+

+

Минеральная среда с минерализацией до 40 г/л

-

+

+

+

+

+

+

Содержание сероводорода в пределах 6-25% по объему

-

-

-

+

+

-

-

6. Вид флюида

Пресная вода

+

+

+

+

+

+

+

Нефть

+

+

+

+

+

+

+

Газ

+

+

+

+

+

+

+

Газоконденсат

+

+

+

+

+

+

+

7. Массовая доля реагентов в % в пересчете на сухое вещество от массы цемента

Замедлители схватывания

ЛСТ

0,1-0,5

-

0,1-0,5

0,1-0,5

0,1-0,5

0,1-0,5

0,1-0,5

КМЦ

0,1-0,8

-

0,1-0,8

0,1-0,8

0,1-0,8

0,1-0,8

0,1-0,8

Гипан

0,1-0,8

-

0,1-0,8

0,1-0,8

0,1-0,8

0,1-6,8

0,1-0,8

НТФ

0,1-0,3

-

0,1-0,3

0,1-0,5

0,1-0,5

0,1-0,5

0,1-0,3

Ускорители схват.

CaCl2

-

1-3

-

-

-

-

-

NaCl

-

1-3

-

-

-

-

-

Na2CO3

-

1-3

-

-

-

-

-

Стабилизаторы

КМЦ

0,3-2,0

0,3-2,0

0,3-2,0

0,3-2,0

0,3-2,0

0,3-2,0

0,3-2,0

Гипан

0,3-2,0

0,3-2,0

0,3-2,0

0,3-2,0

0,3-2,0

0,3-2,0

0,3-2,0

ПВС-ТР

0,25-0,6

0,25-0,6

0,25-0,6

0,25-0,6

0,25-0,6

0,25-0,6

0,25-0,6


Примечания: 1. Знак + - рекомендуемая область применения.

2. Отложения бишофита цементируются специальными составами на основе каустического магнезита или хлорида магния, затворенными насыщенными растворами бишофита или хлорида магния.

3. При температуре от -2 до +20 °С должны применяться специальные тампонажные вяжущие материалы для низких положительных и отрицательных температур. Как исключение, допускается к применению тампонажный портландцемент ПЦТ 1-50 с добавкой 2-6% хлорида кальция.



Таблица П3.3


Температурная область применения, °С

От -2 до +20

От 20 до 50

От 50 до 100

От 100 до 160

От 160 до 250

Степень коррозион. агрессии

отсутствие агрессии

умеренная агрессия*

повышенная агрессия*

отсутствие агрессии

умеренная агрессия

повышенная агрессия

отсутствие агрессии

умеренная агрессия

повышенная агрессия

отсутствие агрессии

умеренная агрессия

повышенная агрессия

отсутствие агрессии

умеренная агрессия

повышенная агрессия

Вид тампонажного раствора

Нормальной плотности

1,2

1,2

+

1,2

1,2

5

3,4

3,4

5

10

10

10

11

11

11

Облегченные

6

6

6

6

7

7

+

+

+

+

Утяжеленные

+

+

8

8

+

9

9

+

12

12

12

13

13

+


Условные обозначения:

* - умеренная агрессия - отложения галита, минерализация пластовых вод до 40 г/л;

повышенная агрессия - отложения бишофита, содержание сероводорода более 6%, высокомагнезиальные пластовые воды;

- прочерк обозначает отсутствие цемента для этих условий;

+ - для этих условий необходима индивидуальная разработка тампонажных систем на основе стандартных цементов;

цифры 1-13 - номера цементов по табл. П3.1.


Таблица П3.4


Состав смеси, в.ч. %

Водоцементное отношение

Плотность раствора, кг/м3

Температурная область применения, °С

ПЦТ I - 50-60

песок молотый - 50-40

0,38-0,42

1900-1850

50-160

ПЦТ I - 45

песок молотый - 30

барит - 25

0,37-0,40

2000-1950

50-160

ПЦТ I - 40

песок молотый - 25

барит - 35

0,35-0,38

2050-2000

50-160

ПЦТ I - 30

песок молотый - 20

барит - 50

0,30-0,35

2200-2100

50-160

ЦТТ-160 - 80

зола уноса - 20

0,38-0,42

1880-1820

60-160

ШПЦС-120 - 80

зола уноса - 20

0,38-0,42

1880-1820

60-160

шлак - 54

песок молотый - 36

ПЦТ I -10

0,40-0,45

1850-1800

80-160


Примечания:

1. Тампонажные композиции приготавливаются из сухих компонентов на специальных смесительных установках.

Допущение: 2 - компонентные композиции могут изготавливаться в процессе затворения в соответствии с прил. 6 Инструкции.

2. Коррозионная стойкость цементного камня из смесей увеличивается при добавках в жидкость затворения высокомолекулярных полимеров типа КМЦ, гипан, ПВС, а также реагентов НТФ, лигносульфонатов и др.

3. Коррозионная стойкость цементного камня и защита обсадных труб от коррозии в условиях наличия в продукции скважины H2S до 25% объемных эффективно повышается при применении цементов на шлаковой основе (ШПЦС-120, 200 и НКИ), обработанных ингибитором ВФПМ по ТУ 6-14-10-137-83 (высококипящие фракции производства морфолина отход химического производства) в количестве 0,6-1,1 % от массы цемента.


1.16. При невозможности выполнения требований по п. 1.14 рассматривается вариант применения облегченной тампонажной композиции или аэрированного тампонажного раствора в соответствии с разд. 4 настоящего прил. и прил. 6.

1.17. Для цементирования скважины методом прямой циркуляции в один прием, в том числе по ступеням и секциям, допускается, как правило, применение не более 2 типов цементов.

Исключение: по решению буровой организации, если для нижнего интервала требуется отдельный тип цемента по п. 5.8 Инструкции и п. 1.11 настоящего Приложения, могут быть использованы 3 типа цемента.

1.18. При невозможности выполнения требований п.п. 1.14 и 1.16 рассматривается вариант ступенчатого цементирования или секционного спуска обсадной колонны с учетом требований п.п. 2.12, 2.14 Инструкции.


2. Подбор рецептур тампонажных растворов

2.1. При подборе рецептур для конкретных скважин подлежат определению в соответствии с требованиями разд. 6 Инструкции следующие свойства тампонажных растворов:

- плотность, в том числе плотность сухого цемента;

- растекаемость;

- время загустевания;

- реологические свойства - пластическая вязкость и динамическое напряжение сдвига;

- водоотделение;

- водоотдача (для скважин с осложненными условиями);

- прочность цементного камня при изгибе и сжатии.

Для РПИС дополнительно определяется начало схватывания после перемешивания тампонажного раствора в консистометре по программе, имитирующей процесс цементирования скважины по времени и термобарическим условиям.

2.2. Определение плотности тампонажного раствора

Плотность склонных к вспениванию тампонажных растворов необходимо измерять двумя способами: традиционным под атмосферным давлением и под давлением до 1 МПа.

Практически при затворении цемента чистой водой (без реагентов) за счет вовлечения воздуха замеренная плотное раствора отличается от истинной на 20-30 кг/м3. При вводе химреагентов замеренная без давления плотность раствора может отличаться от истинной на 20 кг/м3 и более.

При отсутствии прибора для определения плотности раствора под давлением, истинную его плотность определяют расчетным путем по формуле:

.                                                            (3)

при ρжз = 1000 кг/м3 ,

где ρцр - расчетная плотность тампонажного раствора, кг/м3;

mц - масса цемента, кг;

mжз - масса жидкости затворения, т;

ρц - плотность сухого цемента, замеренная в лаборатории для конкретной партии цемента, кг/м3;

ρжз - плотность жидкости затворения, кг/м3;

- водоцементное отношение.

Разница в плотностях цементного раствора, определенных под давлением и расчетным путем, не превышает 2%.

В анализе, выдаваемом лабораторией, необходимо указывать истинную (расчетную) плотность и замеренную прибором. При этом замере плотности в лаборатории должен использоваться тот же тип прибора, что и на буровой.

2.3. Растекаемость тампонажного раствора, характеризующая его способность к прокачиванию насосами, должна быть не менее 16 см. Определяется по ГОСТ 26798.1.

2.4. Время загустевания тампонажного раствора должно определяться на консистометре при динамической температуре и среднем значении давления в цементируемом интервале.

Динамическую температуру у башмака колонны (муфты, стыка секций) определяют по формуле:

,                                              (4)

где Тдз - динамическая забойная температура, °С;

tо - температура нейтрального слоя (температура на глубине 3,2 м, кроме ММП), °С;

То - статическая температура на забое, °С;

ty - температура выходящего из скважины бурового раствора при промывке скважины перед цементированием, °С;

tц - температура затворяемого тампонажного раствора, °С;

Н - глубина башмака колонны (муфты, стыка секций) по вертикали, м.

Динамическая температура tд на глубине L равна:

при 0 < L <                                               (5)

Динамическая температура при L > 2/3Н принимается постоянной и определяется по формуле (4).

2.5. Водоотделение и водоотдача тампонажного раствора определяются в тех случаях, когда эти свойства раствора регламентированы (см. разд. 6 Инструкции).

2.6. Реологические параметры тампонажных растворов, - структурная вязкость и динамическое напряжение сдвига, определяют с помощью вискозиметра ВСН-3 или другого аналогичного прибора по заявке бурового предприятия.

2.7. Прочность цементного камня при изгибе через 24 ч твердения тампонажного раствора определяется:

- при температуре размещения башмака (муфты, стыка секций) колонны;

- при температуре верхней точки подъема цементного раствора.

- по указанию бурового предприятия прочность цементного камня может определяться и при других температурах по высоте подъема цемента.

2.8. Проницаемость тампонажного камня определяется на приборе типа ГК-5 или другом, имеющемся на вооружении лаборатории.

2.9. При выборе исходной жидкости затворения тампонажного раствора рекомендуется пользоваться ориентировочными данными табл. П3.5 с последующим уточнением ее рецептуры в случае необходимости ввода химреагентов - регуляторов свойств с учетом термобарических условий цементирования.

2.10. При невозможности подбора рецептуры тампонажного раствора, удовлетворяющей динамическим термобарическим условиям всего цементируемого интервала, а при применении двух типов цемента - для верхней порции, рассматриваются варианты:

- две рецептуры для данного типа цемента, но с условием применения не более трех рецептур, закачиваемых последовательно в один прием;

- двух-трехступенчатое цементирование колонны, спускаемой в один прием;

- двухступенчатое цементирование верхней, заранее заданной секции колонны.

2.11. Результаты подбора рецептуры тампонажного раствора и камня оформляются по форме прил. 11.

2.12. Подбор рецептур тампонажных растворов с повышенными изолирующими свойствами (РПИС) осуществляется в соответствии с РД 39-0147-009-87 (ОАО НПО «Бурение») на базе определения традиционных параметров и показателей свойств раствора и камня.


3. Расчет объемов тампонажного раствора, жидкости затворения, количества материалов

3.1. Объем затворяемого тампонажного раствора Vmp, м3

,                                            (6)

где Vi - объем i-го участка ствола скважины с поперечными размерами, мало отличающимися на данном участке, м3;

D, d - наружный диаметр колонны и внутренний нижнего участка соответственно, м;

L - протяженность интервала цементирования, м;

h - высота цементного стакана в колонне, м;

i - количество рассматриваемых участков;

K1 - коэффициент потерь тампонажного раствора, 1,0-1,03.


Таблица П3.5


№ п.п.

Породы, слагающие цементируемую зону

Состав жидкости затворения

Плотность, кг/м3

Содержание соли в 1 м3 жидкости затворения, кг

1.

Галит

Насыщенный раствор хлорида натрия

1190

300

2.

Бишофит

Насыщенный раствор бишофита хлорида магния

1320

480

3.

Сульфаты

Техническая вода

1000

-

4.

Минерализованная среда

Техническая вода

1000

-

5.

Многолетнемерзлые породы (ММП)

2% раствор CaCl2

1015

20

6.

-"-

4% раствор CaCl2

1032

41

7.

-"-

6% раствор CaCl2

1049

63


Величины Vi должны выдаваться геофизическим предприятием по результатам интерпретации кавернопрофилеграмм или рассчитываться по усредненному условному диаметру ствола скважины с учетом опыта их расшифровки в данном районе. Допускается расчет Vi производить для однотипных условий бурения, кроме газовых и газоконденсатных скважин, по установленным в данном районе базовым данным.

Величина K1 принимается равной 1,03 при затворении цемента без применения, как исключение, осреднительной емкости; 1,01-1,03 с применением осреднительной емкости; 1,0 при затворении закрытым способом (прил. 6 к Инструкции). По согласованию между подрядчиком и заказчиком коэффициент запаса может быть увеличен в случае бурения и цементирования скважин в условиях частичных поглощений.

Объем тампонажного раствора рассчитывается отдельно для каждой рецептуры, а также для каждой ступени цементирования.

3.2. Количество цемента, потребное для приготовления 1 м3 тампонажного раствора G, кг/ м3

,                                                           (7)

где ρц, ρтр, ρжз - плотности соответственно сухого цемента, раствора и жидкости затворения, кг/м3.

Плотность сухой массы стандартных цементов по видам дается в табл. П3.2. Плотности других тампонажных материалов следует определять известным методом.

3.3. Общая масса цемента для приготовления расчетного объема тампонажного раствора Gц, кг

Gц = K2 G Vтр,                                                               (8)

где K2 - коэффициент запаса, учитывающий потери цемента на отсев при загрузке и распылении при загрузке и затворении, 1,01-1,05.

Для свежего цемента, хранящегося во влагонепроницаемой упаковке (таре), принимается K2 = 1,01.

3.4. Выход раствора из 1000 кг цемента Vтр, м3, определяется в лаборатории экспериментально.

Для приближенного расчета можно пользоваться формулой

,                                                      (9)

или по упрощенному выражению , (10)

где - водотвердое (водоцементное отношение).

Замеренный выход тампонажного раствора может дать завышенное значение, если при затворении цемента раствор вспенивается за счет вовлечения воздуха при перемешивании раствора. В этом случае выход раствора следует определять расчетным путем.

3.5. Объем жидкости затворения Vжз, м3

,                                                            (11)

где Kз - коэффициент запаса жидкости затворения, принимаемый 1,03-1,10.

Повышенное значение Kз принимается, если после закачивания тампонажного раствора в скважину цементировочные агрегаты промываются остатками необработанной жидкости затворения. При использовании для обработки тампонажных растворов химических реагентов принимать минимальное значение Kз, а промывку цементировочных агрегатов осуществлять технической водой.

3.6. Величина добавки химических реагентов задается, как правило, в % от массы цемента. Количество химического реагента qxp в кг, содержащегося в 1 м3 жидкости затворения, определяется по формуле

,                                                             (12)

где а - количество химического реагента в % от массы цемента.

Общее количество химического реагента Qxp для Vжз, кг

Qxp = qxp Vжз                                                            (13)


4. Рекомендуемые специальные тампонажные композиции


4.1. Облегченный состав для низких положительных и отрицательных (ММП) температур.

Состав сухой смеси:

- портландцемент ПЦТ I, II-50 = 92% мас;

- вспученный вермикулитовый песок марки 100-250 по ГОСТ 12865-67 или вспученный перлитовый песок той же марки по ГОСТ 10332-83 = 8% мас.

Приготавливается дозированной загрузкой в СМН с перетариванием.

Затворяется на 6-8% раствора CaCl2.

Плотность тампонажного раствора 1400-1580 кг/м3.

4.2. Облегченный состав со стеклянными микросферами.

Состав сухой смеси:

- портландцемент ПЦТ I, II-50, 100 = 94-96% мас;

- аппретированные стеклянные микросферы типа МС-А9 группы Б2 = 6-4% мас.

Приготавливается дозированной загрузкой СМН с перетариванием.

Затворяется на 4-6% растворе CaCl2 (ρ = 1030-1050 кг/м3) с добавкой 0,01-0,02% НТФК.

Плотность тампонажного раствора 1400-1500 кг/м3.

4.3. Расширяющийся тампонажный раствор-камень.

Состав сухой смеси:

- гидрокарбоалюминатная добавка ТУ 5743-066-00194027-94 = 2-7% мас;

- портландцемент ПЦТ I, II-50 = 86-96%;

- гипс по ГОСТ 125-79 = 2-7% мас.

Затворяется на воде с добавкой при необходимости НТФ или на растворе CaCl2 с В/Ц = 0,5.



Приложение 4


ГИДРАВЛИЧЕСКАЯ ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ


Структура гидравлической программы цементирования

Расчетная схема


1. Рассчитать необходимую подачу Q для обеспечения режима течения тампонажного раствора в призабойной зоне скважины в затрубном пространстве:

- турбулентного Qт,

- пробкового Qп.

2. Рассчитать максимально допустимое забойное давление [Рз] из условия предотвращения поглощений или гидроразрыва пород: [Рз] = 0,95 Рп,г.

3. Принять для начала счета максимально возможную суммарную подачу ЦА тампонажного раствора Qца, откачиваемого из осреднительной емкости (ей) в соответствии с технологической схемой цементирования (прил. 6).

4. Рассчитать давление на БМ и забойное давление для Qца по буровому раствору, Рбм и Рз.

5. Проверить выполнение условий:

                                                                (1)

Рз [Рз]                                                                     (2)

где [Ру], [Рца] - допустимое давление на цементировочную головку (верхние трубы колонны) и ЦА соответственно.

6. При выполнении условий (1) и (2) принять Qзн = Qца для начала закачивания тампонажного раствора.

Произвести закачивание всего объема тампонажного раствора с подачей Qзн.

7. При невыполнении одного из условий (1) или (2) рассчитать новое значение Qзн, снижая подачу ступенями 3-5 л/с, до их выполнения.

Произвести закачивание всего объема тампонажного раствора с наращиванием подачи от Qзн до Qца, не превышая Рбм.

8. Рассчитать положение «головы» тампонажного раствора по окончании закачивания всего объема.

8.1. Тампонажный раствор не вышел из башмака обсадной колонны.

8.1.1. Начать продавливание тампонажного раствора с подачей Qца до башмака колонны.

8.1.2. Вычислить необходимый объем тампонажного раствора V для подъема выше кровли продуктивного горизонта (при его отсутствии - на 150-200 м от забоя) общей высотой hг на высоту 75-150 м.

8.1.3. Вычислить забойное давление Pзhг при положении тампонажного раствора на высоте hг и подаче Qт.

8.1.4. Проверить условия (2) и Qт Qзн (3)

8.1.4.1. При выполнении условий (2) и (3) продавить тампонажный раствор объемом V с подачей Qт.

8.1.4.2. При невыполнении условий (2) или (3) продавливание тампонажного раствора объемом V произвести с подачей Qп = Qт.

8.2. Тампонажный раствор вышел из башмака обсадной колонны. Произвести расчеты и операции по п.п. 8.1.1-8.1.4.

9. Определить максимально возможную подачу Q при положении тампонажного раствора на высоте hг по условиям (1) и (2).

10. Определить максимально возможную подачу Qпр при подъеме тампонажного раствора до выравнивания уровня в трубах и затрубном пространстве и на проектную высоту hпр по условиям (1) и (2). Продавливание тампонажного раствора произвести со снижением подачи по линейной зависимости между контрольными точками.

11. Зафиксировать по всем контрольным точкам давление на БМ и объемы тампонажного раствора и продавочной жидкости для расчета графика - программы Рбм = f(V, t).

Здесь V и t - объемы порций закачиваемых жидкостей (тампонажного и бурового раствора) и продолжительность их закачивания в расчетном режиме.

12. В случае невозможности реализации программы цементирования для подъема тампонажного раствора в один прием на высоту всего цементируемого интервала, принятую с учетом п. 2.13 и прил. 3 Инструкции, в связи с невозможностью выполнения условий (1) и (2) настоящего Приложения или из-за чрезмерной длительности процесса для выполнения их, принимается решение о ступенчатом цементировании с составлением программы процесса для каждой ступени.


Реологические параметры и характеристики бурового и тампонажного растворов


1. Реологические параметры бурового раствора принимаются из информации по процессу углубления скважины. В случае их отсутствия определяются лабораторным путем при подготовке к креплению скважины (см. ниже).

2. Реологические свойства бурового и тампонажного растворов следует определять с использованием ротационного вискозиметра. Наиболее применим для рассматриваемой задачи двенадцатискоростной прибор VG; возможный вариант - шестискоростной.

3. Порядок измерений следующий:

3.1. Проба тампонажного (бурового) раствора перемешивается в вискозиметре в течение 20 мин при 600 об/мин и температуре, равной средней величине между динамической забойной и устьевой.

3.2. Устанавливается 300 об/мин.

3.3. Через 60 с работы вискозиметра снимается показание прибора θ300, град.

3.4. Снизить ступенями 20 с обороты прибора до 3 об/мин и измерить показание прибора θ3.

4. Вычислить

                                                               (4)

                                                                (5)


Расчетные зависимости


5. Скорость нисходящего потока в трубах,

,                                                             (6)

где Q - подача жидкости, м3/с;

dт - внутренний диаметр труб, м.

,                                                     (7)

где ρ - плотность жидкости, кг/м3.

Примечание. Здесь и ниже для случаев переменных параметров по длине канала, входящих в расчетные зависимости, расчеты производить по соответствующим участкам.


6. Для затрубного пространства

,                                                        (8)

где D, d - соответственно диаметр ствола скважины и наружный диаметр труб, м

                                                  (9)

7. Гидравлические потери, кг/см2, в трубах при структурном (ламинарном) режиме

,                                                      (10)

где: ρ - плотность жидкости, кг/м3;

;

L - протяженность канала, м.

8. Гидравлические потери в затрубном пространстве при структурном (ламинарном) режиме

                                                       (11)

Здесь

9. Для турбулентного режима:

,                                                                (12)

где ;

10. Минимальная подача для обеспечения турбулентного режима в затрубном пространстве

                                   (13)

11. Для пробкового режима в затрубном пространстве (при этом Re = 100)

                                     (14)

В формуле (13) величина Reкр - критическая величина числа Рейнольдса принимается из таблицы в зависимости от величины n


n

Reкр

n

Reкр

0,95

3000

0,55

3400

0,85

3100

0,45

3500

0,75

3200

0,35

3600

0,65

3300

0,25

3700



0

3800



Приложение 5


ПРИМЕРНОЕ СОДЕРЖАНИЕ ФОРМЫ ПЛАНА РАБОТ НА КРЕПЛЕНИЕ СКВАЖИНЫ


1. Номер скважины и площадь (месторождение).

2. Назначение обсадной колонны.

3. Диаметр обсадной колонны, в том числе двух-трехразмерной.

Глубины по длине колонны:

- спуска колонны;

- перехода диаметров;

- устройств ступенчатого цементирования;

- стыка секций;

- интервалы цементирования.

4. Сведения о скважине.

4.1. Глубина забоя скважины:

- по протяженности ствола;

- по вертикали.

4.2. Вскрытый забоем стратиграфический горизонт.

4.3. Диаметр и глубина спуска предыдущей колонны по длине, в том числе при двухразмерной или потайной колонне - глубина перехода.

4.4. Номинальный диаметр открытого ствола скважины.

4.5. Укрупненные интервалы ствола с указанием осредненного диаметра по каверномеру (профилемеру) и наличия желобных выработок.

4.6. В приложении: каверно- и профилеграмма, таблица инклинометрии и схема фактического профиля ствола в вертикальной и горизонтальной плоскости.

4.7. Тип, параметры бурового раствора, содержание смазывающих, ингибирующих и других добавок по окончании последнего долбления.

4.8. Виды и характер имевших место осложнений в процессе углубления скважины поинтервально.

Виды и результаты проводившихся мероприятий по ликвидации имевших место осложнений.

4.9. Состояние скважины при последних долблениях.

4.10. Фактические (при отсутствии данных - оценочные, проектные) пластовые давления по кровле открытых пластов и глубине по вертикали.

4.11. Температура:

- статическая на забое и проектной «голове» цемента;

- измеренная на забое и «голове» цемента через ____ час без промывки;

- выходящего на устье бурового раствора при последнем долблении с указанием производительности буровых насосов.

5. Компоновка обсадной колонны по длинам секций труб в порядке спуска и технологической оснастки с указанием расстояния от башмака колонны поэлементно:

- наружный диаметр труб, фильтра и его тип;

- толщина стенки труб;

- марка стали труб;

- тип, шифр внутриколонной оснастки;

- тип, шифр заколонной оснастки.

6. Подготовительные работы к креплению скважины с перечнем конкретных работ по объему, содержанию и срокам.

6.1. Буровое и вспомогательное оборудование, вышка, грузоподъемное оборудование, буровые насосы, циркуляционная система, противовыбросовое оборудование, дополнительные временные сооружения.

6.2. Обсадные трубы, переводники для обсадной колонны.

6.3. Технологическая оснастка обсадной колонны.

6.4. Технические средства для захвата, свинчивания и спуска труб; герметизирующие составы для резьбовых соединений; шаблоны для труб.

6.5. Тампонажные материалы и смеси, химические реагенты.

В приложении: анализ проб цемента, цементного раствора, камня.

6.6. Резервный буровой раствор, материалы и химические реагенты для приготовления и обработки бурового раствора.

Техническая вода с указанием источника водоснабжения.

Жидкость затворения, приготовляемая заблаговременно (например, бентонитовый раствор).

6.7. Дополнительные элементы КНБК для подготовки ствола скважины к креплению.

6.8. В приложении: прочие дополнительные инструменты, материалы и др.

7. Подготовка ствола скважины к креплению:

7.1. КНБК в технологической последовательности применения.

7.2. Режимы технологических операций в скважине.

7.3. Требования к буровому раствору.

7.4. Указания по контролю бурильных труб.

8. Спуск обсадной колонны.

8.1. Указания по применению клиновых захватов, спайдеров, элеваторов по длине спускаемых труб.

8.2. Указания по шаблонированию труб посекционно (типы и размеры шаблонов).

8.3. Указания по применению герметизирующих составов.

8.4. Указания по свинчиванию и закреплению резьбовых соединений (ключи, крутящие моменты по типоразмерам труб, контроль степени закрепления).

8.5. Особые указания по сборке и монтажу элементов технологической оснастки.

8.6. Режим и контроль спуска обсадной колонны:

- скорость спуска (движения) колонны поинтервально;

- контроль за заполнением колонны буровым раствором и вытеснением раствора на устье;

- глубины, режимы, продолжительность промежуточных промывок и после допуска колонны;

- требования к буровому раствору;

- мероприятия по предупреждению и ликвидации осложнений при спуске и по окончании спуска;

- особые указания по допуску колонны, в том числе с учетом специальной технологической оснастки;

- операции в период подготовки к цементированию.

9. Цементирование обсадной колонны.

9.1. В приложении: рабочий план по цементированию тампонажного предприятия (цеха) в соответствии с Заданием бурового предприятия.

9.2. Технологическая последовательность и содержание операций по обвязке устья скважины, цементировочной и вспомогательной техники.

9.3. Процесс цементирования в технологической последовательности с указанием средств и методов контроля:

- буферная жидкость, объем и режим закачивания;

- разделительные пробки;

- затворение и контроль тампонажного раствора, объемы и параметры раствора по отдельным порциям;

- закачивание тампонажного раствора, режим закачивания;

- продавливание тампонажного раствора, режим продавливания, контроль, в том числе при определении давления «стоп».

В приложении: график режима цементирования обсадной колонны с указанием объемов закачиваемых жидкостей и давления на БМ-700 (цементировочной головке) дифференцированно по объемам и времени в соответствии с гидравлической программой цементирования, составляемой в соответствии с прил. 4 к настоящей Инструкции.

Примечания:

1. Целесообразно разрабатывать отдельные формы Плана работ для кондуктора, обсадной колонны, спускаемой в один прием и цементируемой в один прием или в две-три ступени, обсадной колонны, спускаемой секциями.

2. Содержательная часть Плана работ должна составляться на основании соответствующих разделов настоящей Инструкции.

3. В форме Плана работ предусмотреть:

- утверждающую и согласующую подпись руководителя (ей) бурового предприятия и Заказчика:

- указания должностей и ФИО лиц, ответственных за отдельные виды работ по Плану;

- подписи лиц - исполнителей работ.



Приложение 6


ВЫБОР СОСТАВА ЦЕМЕНТИРОВОЧНОГО ОБОРУДОВАНИЯ.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ


1. Выбор состава цементировочного оборудования

В обязательный состав цементировочного оборудования входят:

- насосные установки (НУ);

- смесительные установки (СУ);

- осреднительные установки (ОУ);

- блок манифольдов (БМ);

- станция контроля цементирования (СК).

Для цементирования аэрированными тампонажными системами дополнительно используется компрессор.

В таблицах П6.1-П6.6 представлены основные сведения по цементировочному оборудованию отечественного производства, в том числе НУ - аналоги фирмы Халлибуртон.

С целью максимально эффективного использования цементировочной техники отечественного производства и сокращения количества установок НУ для проведения одной операции цементирования за базовый вариант наземных технологических схем принята схема, предусматривающая затворение тампонажного раствора стандартными гидровакуумными смесителями с использованием насосов высокого давления НУ для подачи жидкости затворения. Затворяемый тампонажный раствор при этом подается в осреднительную (ые) емкость (и) ОУ. В ОУ раствор осредняется, накапливается, подвергается в случае необходимости кондиционированию методом рециркуляции и после накопления технологически необходимого объема параллельно с затворением нагнетается в скважину.

Сокращение количества НУ по сравнению с «традиционной» схемой обвязки цементировочной техники обеспечивается за счет того, что работа каждой установки СУ обеспечивается одной установкой НУ. В случае необходимости одна установка НУ может обеспечивать работу двух СУ. И, наконец, затворение тампонажного раствора насосом высокого давления в сочетании с установкой ОУ обеспечивает условие максимального приближения параметров тампонажного раствора к параметрам, заданным рецептурой.


Таблица П6.1


Насосные установки отечественного производства для цементирования скважин


Марка установки

Тип цементи-

ровочных насосов и их число, шт.

Полезная мощность, кВт (л.с.)

Монтажная база и способ транспортировки

Наибольшее развив. давление, МПа

Наибольшая подача насоса (насосов) дм3

Примечание

1

2

3

4

5

6

7

УНБ 1Р-400

11Tx1

257/350

Рама, сани

40

36,5

Номенклатура з-да "Красный Молот" по сост. на 1987 г.

УНБ 1 400x40

14Т1x1

278/380

Самоходная, на шасси КрАЗ-250

40

37,0

-"-

УНБ 1P 400x40

14Т1x1

278/380

Рама, сани

40

37,0

-"-

ОНБ2 160x32

9Тх2

210/285

Рама, Верт. вариант

32

50,0

-"-

УНБ 1Р-630x70

14Т1x1

454/617

Рама, сани

70

23,9

-"-

ЦА-320А

9Тх1

105/143

Самоходная, на шасси КрАЗ-250

32

26,0

-"-

УНБ 1-160

9Тх1

105/143

-"-

32

29,0

-"-

УНБ 2-160

14Т2x1

105/143

-"-

32

21,6

-"-

УНБ 1-630x70

14Т1х1

452/615

-"-

70

25,0

-"-

УНБ 2В-400x105

Трехплунжер., 2 шт.

131/178

Самоходная, вездеход, на шасси "Русич"

105

44,6

Завод-изготовитель - ВЗБТ, г.Волгоград

ПНУ HG-200

HG-320

НТ-400x1(2)

фирмы Halliburton

180/250

Самоходная, на шасси КрАЗ-250; КрАЗ-260 (вездеход)

105

50,0

Совмест. произв. предприятие в Твери и фирмы Халлибуртон-ГЕРС. Лтд.


Таблица П6.2


Характеристика двухнасосной установки УНБ 2В-400х105 завода ВЗБТ (г. Волгоград) с полезной мощностью 350 кВт (475 л.с)


Исполнение насосной установки, шифр

Шифр насоса, обозн. вариант комплект, гидрав. части

Диаметр плунжеров, мм

Наибольшее развив. давл., МПа

Наибольшая подача насосов, дм3

Суммарная подача насосов, дм3

Ц2.00.00.000

Н5

140

30

22,3

44,6

Н6

140

22,3

Н5

120

40

16,4

32,8

Н6

120

16,4

Ц2.00.00.000-01

Н6

140

30

22,3

33,6

Н7

100

60

11,3

Н6

120

40

15,6

24,6

Н7

90

70

9,2

Ц2.00.00.000-02

Н7

100

60

11,3

22,6

Н8

100

11,3

Н7

90

70

9,2

18,4

Н8

90

9,2

Н9

75

105,0

6,4

12,8

Н10

75

6,4


Примечание: Любая из семи указанных в таблице модификаций установки поставляется заводом по заказу потребителя.


Таблица П6.3


Техническая характеристика насосных установок с оборудованием фирмы Halliburton, выпускаемых предприятием в г. Твери


Шифр устан.

Мощность двигат., лс

Полезная мощность, кВт (лс)

Вид шасси и формула колес

Наибольшее развиваемое давление, МПа, при диам. плунжеров, мм

Подача, дм3/с, наим./наиб. при диам. плунж., мм

87,5

101,6

114,3

127

152,4

87,5