Файл: Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности республики узбекистан ташкент2000 2 Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности Республики.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 29.11.2023
Просмотров: 615
Скачиваний: 24
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Запрещается приступать к спуску обсадной колонны в скважину, осложненную поглощениями бурового раствора с одновременным флюидопроявлением, осыпями, обвалами, затяжками и посадками бурильной колонны, до ликвидации осложнений.
53 2.9.12. Спуск промежуточных и эксплуатационных колонн необходимо осуществлять с применением клиновых элеваторов, спайдеров или встроенных в ротор клиньев и специальных ключей.
2.9.13. Тип резьбового соединения обсадных труб должен соответствовать ожидаемому флюиду и давлению в процессе эксплуатации.
Момент свинчивания резьбовых соединений обсадных труб контролируется величиной прилагаемого крутящего момента и захода ниппеля в муфту. Эти величины, а также герметизирующие составы для резьбовых соединений и технология их применения должны соответствовать рекомендуемым поставщиком труб или специальным инструкциям для данного типоразмера труб.
2.9.14. Обсадные колонны в пределах интервала цементирования должны оборудоваться элементами технологической оснастки, номенклатура, количество и места установки которых определяются проектом на строительство скважины и уточняются в рабочем плане на спуск колонны.
2.9.15. Для цементирования обсадных колонн необходимо применять серийно выпускаемые тампонажные материалы.
Допускается применение сухих тампонажных смесей, прошедших приемочные испытания, изготавливаемых из компонентов на стационарных или передвижных смесительных установках.
2.9.16. Режим спуска обсадных колонн и гидравлическая программа цементирования должны рассчитываться и осуществляться таким образом, чтобы обеспечивать минимально возможную репрессию на продуктивные горизонты и не допускать осложнений, связанных с гидроразрывом пород и поглощением. В процессе цементирования должна обеспечиваться регистрация параметров, характеризующих этот процесс.
2.9.17. Выбор тампонажных материалов и растворов на их основе должен осуществляться с учетом следующих требований:
- тампонажный материал и сформированный из него камень должны соответствовать диапазону статических температур в скважине по всему интервалу цементирования;
- рецептура тампонажного раствора подбирается по динамической температуре и давлению, ожидаемым в процессе цементирования в скважине, в интервале цементирования;
- плотность тампонажного раствора должна быть, как правило, не ниже плотности бурового раствора. Ограничением верхнего предела плотности тампонажного раствора при прочих равных условиях является условие недопущения разрыва пород под действием гидродинамического давления в процесс цементирования.
2.9.18. Цементный камень при наличии в цементируемом интервале агрессивных сред должен быть к ним коррозионностойким.
2.9.19. В целях сохранения природной проницаемости пористых и пористо- трещиноватых коллекторов необходимо применять тампонажные растворы с минимально возможной фильтрацией и общей минерализацией, приближающейся к минерализации бурового раствора, используемого при вскрытии этих горизонтов.
2.9.20. Применение цемента без проведения лабораторного анализа в условиях, соответствующих цементированию этой колонны (температура, давление, начало и конец схватывания, загустевание, прочность и др.), запрещается.
2.9.21. Расчетная продолжительность цементирования колонны не должна превышать 75% от времени начала загустевания тампонажного раствора.
54 2.9.22. Спуск и цементирование обсадных колонн проводятся по плану, составленному буровым предприятием и утвержденному в установленном порядке. К плану прилагаются исходные данные для ее расчета, коэффициенты запаса прочности, результаты расчета колонны и ее цементирования, анализа цемента, а также акт о готовности буровой установки к спуску.
2.9.23. Перед подготовкой ствола скважины к спуску колонны должен быть произведен комплекс электрометрических работ и других исследований, необходимых для детального планирования процесса крепления.
2.9.24. Комплекс геофизических исследований для контроля за качеством крепления скважины должен обеспечивать (после разработки такого метода):
- контроль и регистрацию фактических диаметров и толщины стенок обсадной колонны;
- контроль и регистрацию фактического положения элементов технологической оснастки спущенной колонны;
- получение данных о распределении цемента за колонной;
- выявление каналов и зазоров между цементом и колонной, цементом и породой при наличии перетоков;
- выявление наличия газа и жидкости в заколонном пространстве.
2.9.25. Конструкция устья скважины и колонных головок должна обеспечивать:
- подвеску с расчетной натяжкой промежуточных и эксплуатационных колонн с учетом компенсации температурных деформаций на всех стадиях работы скважины (колонны), а также подвеску колонны бурильных труб на противовыбросовом оборудовании;
- контроль за возможными флюидопроявлениями за обсадными колоннами;
- возможность аварийного глушения скважины.
2.9.26. В процессе бурения промежуточная колонна должна периодически проверяться на износ для определения ее остаточной прочности и внесения при необходимости изменений в проект.
2.9.27. Цементировочная головка до установки ее на колонну должна быть спрессована давлением, в полтора раза превышающим наибольшее расчетное давление для цементирования скважины, но не более пробного, указанного в паспорте.
2.9.28. Трубопроводы от цементировочного агрегата до цементировочной головки и трубопроводы, по которым должен закачиваться цементный раствор в скважину, следует спрессовать на полуторакратное наибольшее рабочее давление, ожидаемое в процессе цементирования скважины.
2.9.29. Предохранительный клапан цементировочного агрегата должен срабатывать при превышении номинального давления не менее чем на 3,5%.
2.9.30. Скважину разрешается цементировать только при наличии проверенных предохранительных клапанов и манометров на агрегатах, а также манометра на цементировочной головке.
2.9.31. Цементирование скважины должно производиться в дневное время. При вынужденном цементировании скважины в вечернее и ночное время площадки для установки агрегатов должны иметь освещенность не менее 25 лк. Кроме того, каждый цементировочный агрегат должен иметь индивидуальное освещение.
2.9.32. Во время цементирования скважины запрещается ремонтировать агрегаты, цементировочную головку и трубопроводы, находящиеся под давлением.
2.9.33. В целях безопасности обслуживания агрегатов и возможности отъезда какого- либо из них в сторону, в случае необходимости следует соблюдать следующие расстояния:
55
- от устья скважины до блока манифольда - не менее 10 м;
- от блока манифольда до агрегатов - не менее 5-10 м;
- между цементировочными агрегатами и цементосмесительными машинами - не менее 1,5 м.
2.9.34. Ремонт шнеков и других вращающихся элементов цементосмесительного агрегата, а также очистка его смесительной коробки должны производиться при остановленном двигателе, водителю и кому-либо из обслуживающего персонала запрещается в это время находиться в кабине.
2.9.35. На законченной бурением скважине высота верхнего среза эксплуатационной колонны должна быть определена исходя из местных условий и по согласованию с органами Госгортехнадзора и предприятиями, эксплуатирующими эти месторождения.
2.10. Испытание колонн на герметичность
2.10.1. Испытание кондукторов и промежуточных колонн на герметичность проводится опрессовкой с заполнением их водой от устья до глубины 20-25 м, а в остальной части - буровым раствором, которым проводилась продавка тампонирующей смеси.
2.10.2. Эксплуатационная колонна испытывается на герметичность опрессовкой с предварительной заменой бурового раствора водой. В скважинах на устье которых избыточного давления может не быть, эксплуатационная колонна дополнительно должна испытываться на герметичность снижением уровня воды.
2.10.3. В процессе испытания колонн на герметичность способом опрессовки создаваемое внутреннее давление на трубы должно превышать не менее чем на 10% возможное давление, возникающее при ликвидации нефтегазопроявлений и открытых фонтанов, а также при опробовании и эксплуатации скважин.
2.10.4. Кондуктора и промежуточные колонны вместе с установленным на них противовыбросовым оборудованием после разбуривания цементного стакана и выхода из- под башмака на 1-3 м повторно спрессовываются с закачкой на забой воды в объеме, обеспечивающем подъем ее на 10-20 м выше башмака.
Давление опрессовки определяется необходимостью обеспечения герметичности под башмаком колонны при закрытии устья скважины во время открытого фонтанирования.
2.10.5. В газовых и газоконденсатных скважинах, в нефтяных скважинах с высоким газовым фактором (200 м3 и выше) и других скважинах с избыточным давлением на устье, превышающим 100 кгс/см2, приустьевая часть колонны вместе с колонной головкой после опрессовки водой спрессовывается инертным газом (азотом) на то же давление, что и при гидравлическом испытании.
2.10.6. Межколонное пространство на устье скважины спрессовывается водой на давление, не превышающее остаточную прочность предыдущей колонны,
2.11. Монтаж и эксплуатация противовыбросового оборудования
2.11.1. Монтаж и эксплуатация противовыбросового оборудования производятся в соответствии с требованиями "Инструкции по предупреждению открытого фонтанирования при строительстве, эксплуатации и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин", утвержденной Национальной холдинговой компанией "Узбекнефтегаз" по согласованию с Госгортехнадзором Республики Узбекистан.
2.12. Буровые растворы
56 2.12.1. Тип и свойства бурового раствора в комплексе с технологическими мероприятиями и техническими средствами должны обеспечивать безаварийные условия бурения с высокими технико-экономическими показателями, а также качественное вскрытие продуктивных горизонтов.
2.12.2. Плотность бурового раствора при вскрытии газонефтеводонасыщенных пластов должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий.
2.12.3. Минимальное превышение гидростатического давления столба бурового раствора относительно кровли вскрываемого пласта приведено в табл. 2 с учетом глубины скважины и аномальности пластового давления:
Таблица 2
Глубина скважины
(интервал), м
Минимальное превышение гидростатического давления столба раствора над пластовым (репрессия), кгс/см² для нефтеводонасыщенных пластов для газоносных, газоконденсатных пластов, а также пластов в неизученных интервалах разведочных скважин
<1000 1001-2500 2500-4500
>4501 10,0 15,0 20,0 25,0 15,0 20,0 22,0 27,0
К указанному выше значению репрессии добавляется величина произведения А К
ан,
где
А - коэффициент, учитывающий колебания гидростатического давления при спуско- подъемных операциях; К
ан
-коэффициент аномального пластового давления (проектного или фактического) по отношению к гидростатическому при плотности воды 1 г/см². При диаметре ствола скважины d<215,9 мм-А = 5, при d >215,9 мм -А=3.
Пример расчета суммарной репрессии
В интервале 4000-5000 м диаметр ствола скважины 165 мм, вскрывается газонасыщенный горизонт с коэффициентом аномальности К
ан
=1,8, тогда суммарная репрессия будет:
Р=22,5+(1,8х5)=31,532 кгс/см², где Р - дополнительное давление на пласт (суммарная репрессия).
Примечание. Нормальное пластовое давление в любых геологических условиях равно
гидростатическому давлению столба воды плотностью 1 г/см³ от
кровли пласта до поверхности. Аномальные пластовые давления
характеризуются любым отклонением от нормального.
2.12.4. Максимально допустимая репрессия (с учетом гидродинамических потерь) должна исключать возможность гидроразрыва или интенсивного поглощения бурового раствора на любой глубине интервала совместимых условий бурения.
2.12.5. В интервалах, сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми сланцами и солями, склонными в процессе бурения к потере устойчивости и текучести, плотность, фильтрация и химсостав бурового раствора устанавливаются исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины.
57
Допускается депрессия на стенки скважины в пределах 10-15% эффективных скелетных напряжений (разница между горным и паровым давлением указанных пород), если это не вызывает угрозу течения, осыпей, обвалов и не приводит к газонефтеводопроявлениям.
Пример расчета плотности бурового раствора
В интервале 3500-4000 м залегают глины с коэффициентом аномальности перового давления К
ан
=1,6.
Вскрытие глины планируется с депрессией на стенки скважины, равной 12% скелетных напряжений.
Паровое давление на глубине 4000 м:
Р
пор
= 1,6x0,1x4000 = 640 кгс/см².
Горное давление на глубине 4000 м:
Р
гор
= 0,1x2,3x4000= 920 кгс/см²
Скелетное напряжение:
Р= Р
гор
-Р
пор
=920-640=280 кгс/см².
Отсюда 12% от Р составляет 34 кгс/см², тогда проектная плотность бурового раствора будет:
Y=
(640−34)х10 4000
=1,51 г/см³
Если при выбранных значениях плотности бурового раствора наблюдаются посадки или затяжки инструмента, оптимальное значение плотности раствора следует подобрать путем ступенчатого ее повышения.
2.12.6. По совместному решению проектировщика, заказчика и подрядчика допускаются отклонения от требований п. 2.12.4 настоящих Правил в случае поглощения бурового раствора в процессе бурения (с выходом или без выхода циркуляции), вскрытия коллекторов при забойном давлении, приближающемся к пластовому.
Углубление скважины в этих условиях должно осуществляться по специальному плану с комплексом мероприятий по предотвращению газонефтеводопроявлений, согласованному с противофонтанной службой.
2.12.7. Не допускается превышение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), находящегося в циркуляции, более чем на 0,02 г/см3 от установленной проектом.
2.12.8. Рецептура и методика приготовления, обработки, утяжеления и очистки бурового раствора разрабатываются научно-исследовательскими организациями или лабораториями головного предприятия, а контролируются лабораториями буровых предприятий на основе регламентов.
Обработка бурового раствора химическими реагентами и утяжелителями проводится в соответствии с регламентами и регистрируется в журнале контроля параметров раствора.
Перед добавлением в утяжеленный буровой раствор нефти, смазывающих добавок и поверхностно-активных веществ следует проводить лабораторную оценку нефтесмачиваемости и флокуляции применяемого барита.
При флокуляции барита необходимо провести предварительную обработку раствора гидрофилизирующими реагентами.2
58 2.12.9. В процессе бурения и промывки скважины свойства бурового раствора должны контролироваться с периодичностью, установленной буровым предприятием для данной площади (месторождения).
2.12.10. Показатели свойств бурового раствора не реже одного раза в неделю должны контролироваться лабораторией бурового предприятия с выдачей начальнику буровой
(буровому мастеру) результатов и рекомендаций по приведению параметров раствора к указанным в проекте.
2.12.11. Перед и после вскрытия пластов с аномально высоким давлением при возобновлении промывки скважины после спуско-подъемных операций, геофизических исследований, ремонтных работ и простоев начинать контроль плотности и вязкости, газосодержания бурового раствора следует сразу после восстановления циркуляции.
2.12.12. При вскрытии газоносных горизонтов и дальнейшем углублении скважины
(до спуска очередной обсадной колонны) должен проводиться контроль бурового раствора на газонасыщенность.
2.12.13. Если объемное содержание газа в буровом растворе превышает 1%, то должны приниматься меры по его дегазации, свыше 2% производственный процесс приостанавливается и выявляются причины насыщения раствора газом.
2.12.14. Повышение плотности бурового раствора, находящегося в скважине, путем закачивания отдельных порций утяжеленного раствора запрещается.
2.12.15. При применении эмульсионных, ингибированных и недиспергирующих полимерных буровых растворов, растворов на нефтяной основе и др. контроль показателей свойств, характерных для каждого специального раствора, и их регулирование проводится согласно инструкции по применению.
2.12.16. Очистка бурового раствора от выбуренной породы и газа должна осуществляться комплексом средств, предусмотренных проектом на строительство скважины, в последовательности: скважина - блок грубой очистки (вибросито) - дегазатор
- блок тонкой очистки (песко- и влагоотделитель) - блок регулирования твердой фазы
(гидроциклонные глиноотделители, центрифуга).
2.12.17. При применении буровых растворов на углеводородной основе (известково- битумных, инвертно-эмульсионных и др.) должны быть приняты меры по предупреждению загрязнения рабочих мест и загазованности воздушной среды. Для контроля загазованности должны проводиться замеры воздушной среды у ротора, блока приготовления раствора, вибросит и в насосном помещении, а при появлении загазованности - приниматься меры по ее устранению.
При концентрации паров углеводородов выше 300 мг/м3 работы должны быть приостановлены, люди выведены из опасной зоны.
2.12.18. Температура самовоспламенения раствора на углеводородной основе должна на 50°С превышать максимально ожидаемую температуру раствора на устье скважины.
2.13. Спуско-подъемные операции
2.13.1. Ведение спуско-подъемных операций должно осуществляться с применением различных механизмов и инструментов в соответствии с инструкциями, утвержденными в установленном порядке.
2.13.2. Скорости спуско-подъемных операций регламентируются проектом с учетом допустимого колебания гидродинамического давления. При отклонении реологических свойств бурового раствора от проектных необходимо внести коррективы в регламент по скорости спуско-подъемных операций с учетом допустимых колебаний гидродинамического давления.
59 2.13.3. Для предупреждения газонефтеводопроявлений и обвалов стенок скважины в процессе подъема колонны бурильных труб следует производить, долив бурового раствора в скважину.
Режим долива устанавливается проектом. Он может быть, как непрерывным с поддержанием уровня на устье скважины, так и периодическим с опорожнением скважины на безопасно допустимую глубину.
Свойства бурового раствора, доливаемого в скважину, не должны отличаться от находящегося в ней.
2.13.4. Объем вытесняемого из скважины при спуске бурильных труб и доливаемого раствора при их подъеме должен контролироваться и сопоставляться с объемом поднятого или спущенного металла бурильных труб с учетом налипшей пленки бурового раствора на их внутренней поверхности.
При разнице между объемом доливаемого (вытесняемого) бурового раствора и объемом металла поднятых (спущенных) труб подъем (спуск) должен быть прекращен и приняты меры, предусмотренные инструкцией по действию вахты при газонефтеводопроявлениях.
2.13.5. При подъеме бурильной колонны наружная поверхность труб должна очищаться от пленки бурового раствора с помощью специальных приспособлений
(обтираторов).
2.13.6. Подъем бурильной колонны при наличии сифона или поршневания
1000>
1 ... 5 6 7 8 9 10 11 12 ... 23
53 2.9.12. Спуск промежуточных и эксплуатационных колонн необходимо осуществлять с применением клиновых элеваторов, спайдеров или встроенных в ротор клиньев и специальных ключей.
2.9.13. Тип резьбового соединения обсадных труб должен соответствовать ожидаемому флюиду и давлению в процессе эксплуатации.
Момент свинчивания резьбовых соединений обсадных труб контролируется величиной прилагаемого крутящего момента и захода ниппеля в муфту. Эти величины, а также герметизирующие составы для резьбовых соединений и технология их применения должны соответствовать рекомендуемым поставщиком труб или специальным инструкциям для данного типоразмера труб.
2.9.14. Обсадные колонны в пределах интервала цементирования должны оборудоваться элементами технологической оснастки, номенклатура, количество и места установки которых определяются проектом на строительство скважины и уточняются в рабочем плане на спуск колонны.
2.9.15. Для цементирования обсадных колонн необходимо применять серийно выпускаемые тампонажные материалы.
Допускается применение сухих тампонажных смесей, прошедших приемочные испытания, изготавливаемых из компонентов на стационарных или передвижных смесительных установках.
2.9.16. Режим спуска обсадных колонн и гидравлическая программа цементирования должны рассчитываться и осуществляться таким образом, чтобы обеспечивать минимально возможную репрессию на продуктивные горизонты и не допускать осложнений, связанных с гидроразрывом пород и поглощением. В процессе цементирования должна обеспечиваться регистрация параметров, характеризующих этот процесс.
2.9.17. Выбор тампонажных материалов и растворов на их основе должен осуществляться с учетом следующих требований:
- тампонажный материал и сформированный из него камень должны соответствовать диапазону статических температур в скважине по всему интервалу цементирования;
- рецептура тампонажного раствора подбирается по динамической температуре и давлению, ожидаемым в процессе цементирования в скважине, в интервале цементирования;
- плотность тампонажного раствора должна быть, как правило, не ниже плотности бурового раствора. Ограничением верхнего предела плотности тампонажного раствора при прочих равных условиях является условие недопущения разрыва пород под действием гидродинамического давления в процесс цементирования.
2.9.18. Цементный камень при наличии в цементируемом интервале агрессивных сред должен быть к ним коррозионностойким.
2.9.19. В целях сохранения природной проницаемости пористых и пористо- трещиноватых коллекторов необходимо применять тампонажные растворы с минимально возможной фильтрацией и общей минерализацией, приближающейся к минерализации бурового раствора, используемого при вскрытии этих горизонтов.
2.9.20. Применение цемента без проведения лабораторного анализа в условиях, соответствующих цементированию этой колонны (температура, давление, начало и конец схватывания, загустевание, прочность и др.), запрещается.
2.9.21. Расчетная продолжительность цементирования колонны не должна превышать 75% от времени начала загустевания тампонажного раствора.
54 2.9.22. Спуск и цементирование обсадных колонн проводятся по плану, составленному буровым предприятием и утвержденному в установленном порядке. К плану прилагаются исходные данные для ее расчета, коэффициенты запаса прочности, результаты расчета колонны и ее цементирования, анализа цемента, а также акт о готовности буровой установки к спуску.
2.9.23. Перед подготовкой ствола скважины к спуску колонны должен быть произведен комплекс электрометрических работ и других исследований, необходимых для детального планирования процесса крепления.
2.9.24. Комплекс геофизических исследований для контроля за качеством крепления скважины должен обеспечивать (после разработки такого метода):
- контроль и регистрацию фактических диаметров и толщины стенок обсадной колонны;
- контроль и регистрацию фактического положения элементов технологической оснастки спущенной колонны;
- получение данных о распределении цемента за колонной;
- выявление каналов и зазоров между цементом и колонной, цементом и породой при наличии перетоков;
- выявление наличия газа и жидкости в заколонном пространстве.
2.9.25. Конструкция устья скважины и колонных головок должна обеспечивать:
- подвеску с расчетной натяжкой промежуточных и эксплуатационных колонн с учетом компенсации температурных деформаций на всех стадиях работы скважины (колонны), а также подвеску колонны бурильных труб на противовыбросовом оборудовании;
- контроль за возможными флюидопроявлениями за обсадными колоннами;
- возможность аварийного глушения скважины.
2.9.26. В процессе бурения промежуточная колонна должна периодически проверяться на износ для определения ее остаточной прочности и внесения при необходимости изменений в проект.
2.9.27. Цементировочная головка до установки ее на колонну должна быть спрессована давлением, в полтора раза превышающим наибольшее расчетное давление для цементирования скважины, но не более пробного, указанного в паспорте.
2.9.28. Трубопроводы от цементировочного агрегата до цементировочной головки и трубопроводы, по которым должен закачиваться цементный раствор в скважину, следует спрессовать на полуторакратное наибольшее рабочее давление, ожидаемое в процессе цементирования скважины.
2.9.29. Предохранительный клапан цементировочного агрегата должен срабатывать при превышении номинального давления не менее чем на 3,5%.
2.9.30. Скважину разрешается цементировать только при наличии проверенных предохранительных клапанов и манометров на агрегатах, а также манометра на цементировочной головке.
2.9.31. Цементирование скважины должно производиться в дневное время. При вынужденном цементировании скважины в вечернее и ночное время площадки для установки агрегатов должны иметь освещенность не менее 25 лк. Кроме того, каждый цементировочный агрегат должен иметь индивидуальное освещение.
2.9.32. Во время цементирования скважины запрещается ремонтировать агрегаты, цементировочную головку и трубопроводы, находящиеся под давлением.
2.9.33. В целях безопасности обслуживания агрегатов и возможности отъезда какого- либо из них в сторону, в случае необходимости следует соблюдать следующие расстояния:
55
- от устья скважины до блока манифольда - не менее 10 м;
- от блока манифольда до агрегатов - не менее 5-10 м;
- между цементировочными агрегатами и цементосмесительными машинами - не менее 1,5 м.
2.9.34. Ремонт шнеков и других вращающихся элементов цементосмесительного агрегата, а также очистка его смесительной коробки должны производиться при остановленном двигателе, водителю и кому-либо из обслуживающего персонала запрещается в это время находиться в кабине.
2.9.35. На законченной бурением скважине высота верхнего среза эксплуатационной колонны должна быть определена исходя из местных условий и по согласованию с органами Госгортехнадзора и предприятиями, эксплуатирующими эти месторождения.
2.10. Испытание колонн на герметичность
2.10.1. Испытание кондукторов и промежуточных колонн на герметичность проводится опрессовкой с заполнением их водой от устья до глубины 20-25 м, а в остальной части - буровым раствором, которым проводилась продавка тампонирующей смеси.
2.10.2. Эксплуатационная колонна испытывается на герметичность опрессовкой с предварительной заменой бурового раствора водой. В скважинах на устье которых избыточного давления может не быть, эксплуатационная колонна дополнительно должна испытываться на герметичность снижением уровня воды.
2.10.3. В процессе испытания колонн на герметичность способом опрессовки создаваемое внутреннее давление на трубы должно превышать не менее чем на 10% возможное давление, возникающее при ликвидации нефтегазопроявлений и открытых фонтанов, а также при опробовании и эксплуатации скважин.
2.10.4. Кондуктора и промежуточные колонны вместе с установленным на них противовыбросовым оборудованием после разбуривания цементного стакана и выхода из- под башмака на 1-3 м повторно спрессовываются с закачкой на забой воды в объеме, обеспечивающем подъем ее на 10-20 м выше башмака.
Давление опрессовки определяется необходимостью обеспечения герметичности под башмаком колонны при закрытии устья скважины во время открытого фонтанирования.
2.10.5. В газовых и газоконденсатных скважинах, в нефтяных скважинах с высоким газовым фактором (200 м3 и выше) и других скважинах с избыточным давлением на устье, превышающим 100 кгс/см2, приустьевая часть колонны вместе с колонной головкой после опрессовки водой спрессовывается инертным газом (азотом) на то же давление, что и при гидравлическом испытании.
2.10.6. Межколонное пространство на устье скважины спрессовывается водой на давление, не превышающее остаточную прочность предыдущей колонны,
2.11. Монтаж и эксплуатация противовыбросового оборудования
2.11.1. Монтаж и эксплуатация противовыбросового оборудования производятся в соответствии с требованиями "Инструкции по предупреждению открытого фонтанирования при строительстве, эксплуатации и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин", утвержденной Национальной холдинговой компанией "Узбекнефтегаз" по согласованию с Госгортехнадзором Республики Узбекистан.
2.12. Буровые растворы
56 2.12.1. Тип и свойства бурового раствора в комплексе с технологическими мероприятиями и техническими средствами должны обеспечивать безаварийные условия бурения с высокими технико-экономическими показателями, а также качественное вскрытие продуктивных горизонтов.
2.12.2. Плотность бурового раствора при вскрытии газонефтеводонасыщенных пластов должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий.
2.12.3. Минимальное превышение гидростатического давления столба бурового раствора относительно кровли вскрываемого пласта приведено в табл. 2 с учетом глубины скважины и аномальности пластового давления:
Таблица 2
Глубина скважины
(интервал), м
Минимальное превышение гидростатического давления столба раствора над пластовым (репрессия), кгс/см² для нефтеводонасыщенных пластов для газоносных, газоконденсатных пластов, а также пластов в неизученных интервалах разведочных скважин
<1000 1001-2500 2500-4500
>4501 10,0 15,0 20,0 25,0 15,0 20,0 22,0 27,0
К указанному выше значению репрессии добавляется величина произведения А К
ан,
где
А - коэффициент, учитывающий колебания гидростатического давления при спуско- подъемных операциях; К
ан
-коэффициент аномального пластового давления (проектного или фактического) по отношению к гидростатическому при плотности воды 1 г/см². При диаметре ствола скважины d<215,9 мм-А = 5, при d >215,9 мм -А=3.
Пример расчета суммарной репрессии
В интервале 4000-5000 м диаметр ствола скважины 165 мм, вскрывается газонасыщенный горизонт с коэффициентом аномальности К
ан
=1,8, тогда суммарная репрессия будет:
Р=22,5+(1,8х5)=31,532 кгс/см², где Р - дополнительное давление на пласт (суммарная репрессия).
Примечание. Нормальное пластовое давление в любых геологических условиях равно
гидростатическому давлению столба воды плотностью 1 г/см³ от
кровли пласта до поверхности. Аномальные пластовые давления
характеризуются любым отклонением от нормального.
2.12.4. Максимально допустимая репрессия (с учетом гидродинамических потерь) должна исключать возможность гидроразрыва или интенсивного поглощения бурового раствора на любой глубине интервала совместимых условий бурения.
2.12.5. В интервалах, сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми сланцами и солями, склонными в процессе бурения к потере устойчивости и текучести, плотность, фильтрация и химсостав бурового раствора устанавливаются исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины.
57
Допускается депрессия на стенки скважины в пределах 10-15% эффективных скелетных напряжений (разница между горным и паровым давлением указанных пород), если это не вызывает угрозу течения, осыпей, обвалов и не приводит к газонефтеводопроявлениям.
Пример расчета плотности бурового раствора
В интервале 3500-4000 м залегают глины с коэффициентом аномальности перового давления К
ан
=1,6.
Вскрытие глины планируется с депрессией на стенки скважины, равной 12% скелетных напряжений.
Паровое давление на глубине 4000 м:
Р
пор
= 1,6x0,1x4000 = 640 кгс/см².
Горное давление на глубине 4000 м:
Р
гор
= 0,1x2,3x4000= 920 кгс/см²
Скелетное напряжение:
Р= Р
гор
-Р
пор
=920-640=280 кгс/см².
Отсюда 12% от Р составляет 34 кгс/см², тогда проектная плотность бурового раствора будет:
Y=
(640−34)х10 4000
=1,51 г/см³
Если при выбранных значениях плотности бурового раствора наблюдаются посадки или затяжки инструмента, оптимальное значение плотности раствора следует подобрать путем ступенчатого ее повышения.
2.12.6. По совместному решению проектировщика, заказчика и подрядчика допускаются отклонения от требований п. 2.12.4 настоящих Правил в случае поглощения бурового раствора в процессе бурения (с выходом или без выхода циркуляции), вскрытия коллекторов при забойном давлении, приближающемся к пластовому.
Углубление скважины в этих условиях должно осуществляться по специальному плану с комплексом мероприятий по предотвращению газонефтеводопроявлений, согласованному с противофонтанной службой.
2.12.7. Не допускается превышение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), находящегося в циркуляции, более чем на 0,02 г/см3 от установленной проектом.
2.12.8. Рецептура и методика приготовления, обработки, утяжеления и очистки бурового раствора разрабатываются научно-исследовательскими организациями или лабораториями головного предприятия, а контролируются лабораториями буровых предприятий на основе регламентов.
Обработка бурового раствора химическими реагентами и утяжелителями проводится в соответствии с регламентами и регистрируется в журнале контроля параметров раствора.
Перед добавлением в утяжеленный буровой раствор нефти, смазывающих добавок и поверхностно-активных веществ следует проводить лабораторную оценку нефтесмачиваемости и флокуляции применяемого барита.
При флокуляции барита необходимо провести предварительную обработку раствора гидрофилизирующими реагентами.2
58 2.12.9. В процессе бурения и промывки скважины свойства бурового раствора должны контролироваться с периодичностью, установленной буровым предприятием для данной площади (месторождения).
2.12.10. Показатели свойств бурового раствора не реже одного раза в неделю должны контролироваться лабораторией бурового предприятия с выдачей начальнику буровой
(буровому мастеру) результатов и рекомендаций по приведению параметров раствора к указанным в проекте.
2.12.11. Перед и после вскрытия пластов с аномально высоким давлением при возобновлении промывки скважины после спуско-подъемных операций, геофизических исследований, ремонтных работ и простоев начинать контроль плотности и вязкости, газосодержания бурового раствора следует сразу после восстановления циркуляции.
2.12.12. При вскрытии газоносных горизонтов и дальнейшем углублении скважины
(до спуска очередной обсадной колонны) должен проводиться контроль бурового раствора на газонасыщенность.
2.12.13. Если объемное содержание газа в буровом растворе превышает 1%, то должны приниматься меры по его дегазации, свыше 2% производственный процесс приостанавливается и выявляются причины насыщения раствора газом.
2.12.14. Повышение плотности бурового раствора, находящегося в скважине, путем закачивания отдельных порций утяжеленного раствора запрещается.
2.12.15. При применении эмульсионных, ингибированных и недиспергирующих полимерных буровых растворов, растворов на нефтяной основе и др. контроль показателей свойств, характерных для каждого специального раствора, и их регулирование проводится согласно инструкции по применению.
2.12.16. Очистка бурового раствора от выбуренной породы и газа должна осуществляться комплексом средств, предусмотренных проектом на строительство скважины, в последовательности: скважина - блок грубой очистки (вибросито) - дегазатор
- блок тонкой очистки (песко- и влагоотделитель) - блок регулирования твердой фазы
(гидроциклонные глиноотделители, центрифуга).
2.12.17. При применении буровых растворов на углеводородной основе (известково- битумных, инвертно-эмульсионных и др.) должны быть приняты меры по предупреждению загрязнения рабочих мест и загазованности воздушной среды. Для контроля загазованности должны проводиться замеры воздушной среды у ротора, блока приготовления раствора, вибросит и в насосном помещении, а при появлении загазованности - приниматься меры по ее устранению.
При концентрации паров углеводородов выше 300 мг/м3 работы должны быть приостановлены, люди выведены из опасной зоны.
2.12.18. Температура самовоспламенения раствора на углеводородной основе должна на 50°С превышать максимально ожидаемую температуру раствора на устье скважины.
2.13. Спуско-подъемные операции
2.13.1. Ведение спуско-подъемных операций должно осуществляться с применением различных механизмов и инструментов в соответствии с инструкциями, утвержденными в установленном порядке.
2.13.2. Скорости спуско-подъемных операций регламентируются проектом с учетом допустимого колебания гидродинамического давления. При отклонении реологических свойств бурового раствора от проектных необходимо внести коррективы в регламент по скорости спуско-подъемных операций с учетом допустимых колебаний гидродинамического давления.
59 2.13.3. Для предупреждения газонефтеводопроявлений и обвалов стенок скважины в процессе подъема колонны бурильных труб следует производить, долив бурового раствора в скважину.
Режим долива устанавливается проектом. Он может быть, как непрерывным с поддержанием уровня на устье скважины, так и периодическим с опорожнением скважины на безопасно допустимую глубину.
Свойства бурового раствора, доливаемого в скважину, не должны отличаться от находящегося в ней.
2.13.4. Объем вытесняемого из скважины при спуске бурильных труб и доливаемого раствора при их подъеме должен контролироваться и сопоставляться с объемом поднятого или спущенного металла бурильных труб с учетом налипшей пленки бурового раствора на их внутренней поверхности.
При разнице между объемом доливаемого (вытесняемого) бурового раствора и объемом металла поднятых (спущенных) труб подъем (спуск) должен быть прекращен и приняты меры, предусмотренные инструкцией по действию вахты при газонефтеводопроявлениях.
2.13.5. При подъеме бурильной колонны наружная поверхность труб должна очищаться от пленки бурового раствора с помощью специальных приспособлений
(обтираторов).
2.13.6. Подъем бурильной колонны при наличии сифона или поршневания
1000>
1 ... 5 6 7 8 9 10 11 12 ... 23
запрещается. При их появлении подъем следует прекратить, провести промывку с вращением и расхаживанием колонны бурильных труб.
При невозможности устранить сифон (зашламленность турбобура, другие причины) подъем труб следует проводить на скоростях, при которых обеспечивается равенство извлекаемого и доливаемого объемов раствора.
2.13.7. При появлении посадок во время спуска бурильной колонны следует произвести промывку и проработку ствола скважины в этих интервалах.
2.13.8. Во время перерыва при спуско-подъемных операциях необходимо на устье устанавливать устройство, предупреждающее падение посторонних предметов в скважину.
2.13.9. Свечи бурильных и утяжеленных бурильных труб, устанавливаемые в вышке, должны страховаться от падения.
2.13.10. При отсутствии или неисправности ограничителя подъема талевого блока под кронблок, ограничителя нагрузки на вышку или талевую систему, неисправности оборудования, инструмента, а также неполном составе вахты, скорости ветра более 15 м/с и потере видимости при тумане и снегопаде проводить спуско-подъемные операции
запрещается.
2.13.11. Раскреплять резьбовые соединения свечей бурильных труб и других элементов компоновки бурильной колонны при помощи ротора запрещается.
2.13.12. Буровая бригада ежесменно должна проводить профилактический осмотр подъемного оборудования (лебедки, талевого блока, крюка, крюкоблока, вертлюга, штропов, талевого каната и устройств для его крепления, элеваторов, спайдеров, предохранительных устройств, блокировки и др.).
2.13.13. При спуско-подъемных операциях запрещается:
- находиться в радиусе (зоне) действия машинных ключей, рабочих и страховых канатов;
- пользоваться перевернутым элеватором при перемещении бурильных (обсадных) труб в зоне рабочей площадки буровой и приемного моста;
60
- подавать бурильные свечи с подсвечника и устанавливать их обратно без использования специальных приспособлений;
- находиться персоналу на столе ротора при работе талевой системы и работе круговым ключом.
2.13.14. На пульте управления бурильщика должна быть блокировка, исключающая возможность включения привода ротора при поднятых клиньях.
2.13.15. При подъеме ненагруженного элеватора, а также при отрыве (снятии с ротора) колонны бурильных и обсадных труб раскачивание талевой системы не допускается.
2.13.16. Подводить машинные и автоматические ключи к колонне бурильных
(обсадных) труб разрешается только после посадки их на клинья или элеватор.
2.13.17. При применении пневмораскрепителя необходимо, чтобы натяжной канат и ключ располагались в одной горизонтальной плоскости. Канат должен крепиться к выходу пневмораскрепителя канатной втулкой, заплеткой или тремя зажимами. Работа пневмораскрепителя без направляющего поворотного ролика запрещается.
2.13.18. Замковые соединения бурильных свечей должны раскрепляться механизированными буровыми ключами или машинными ключами с применением пневмораскрепителя. Раскрепление бурового инструмента путем отбивок ротором
запрещается.
2.13.19. Для навинчивания и отвинчивания долот должны применяться специальные приспособления, изготовленные в виде вкладыша в ротор. Навинченное долото должно крепиться машинным ключом при застопоренном роторе.
Крепить и раскреплять долота при помощи ротора запрещается. При подтаскивании долот следует применять колпачки.
2.13.20. Запрещается работать неисправными машинными ключами, а также ключами, размер которых не соответствует диаметру бурильных или обсадных труб.
2.13.21. Машинный ключ, кроме рабочего каната, оснащается страховым канатом, диаметром не менее 18 мм, который одним концом крепится к корпусу ключа, а другим - к основанию вышечного блока или ноге вышки. Соединение канатов должно отвечать требованиям п. 1.12.3 настоящих Правил.
Страховой канат должен быть длиннее натяжного (рабочего) на 15-20 см и крепиться отдельно от него.
2.13.22. При перемещении подвесного бурового ключа к центру скважины его следует поддерживать руками.
2.13.23. Запрещается свинчивать и развинчивать бурильные и обсадные трубы пеньковым или стальным канатом при помощи катушки буровой лебедки без применения кругового ключа или канатодержателя.
2.13.24. Запрещается применять цепные ключи при развинчивании и свинчивании труб при помощи катушки буровой лебедки.
2.13.25. При посадке бурового инструмента, а также колонны обсадных труб на ротор, подводе и отводе механизированных буровых ключей люди не должны находиться на роторе и в зоне действия ключей.
2.3.26. Запрещается проворачивать стол ротора, а также производить подъем бурового инструмента до ввода обоих штропов в проушины элеватора и их страховки шпильками или другими приспособлениями.
2.13.27. Погрузочно-разгрузочные работы, а также перемещение труб и инструмента на приемном мосту буровой установки должны производиться грузоподъемными устройствами или другими механизмами, обеспечивающими безопасное проведение этих работ.
61 2.13.28. Для захвата подтаскиваемых в буровую бурильных и обсадных труб, а также других тяжестей должны применяться двурогие крюки или крюки с предохранительной защелкой, изготовленные в соответствии с утвержденной нормалью.
2.13.29. Запрещается подавать руками бурильные свечи с подсвечника к устью скважины и обратно. При отсутствии механизма для установки бурильных свечей на подсвечник и перемещения их к ротору указанные операции должны производиться с помощью отводного крючка.
2.13.30. Рабочая труба (квадрат), отсоединенная от колонны бурильных труб, должна устанавливаться в шурф.
Верхняя часть шурфовой трубы должна возвышаться над уровнем пола буровой на
50-80 см.
Перемещение извлеченной из шурфа рабочей трубы к устью скважины должно быть плавным, а затаскивание ее в шурф - механизировано. Запрещается затаскивать рабочую трубу в шурф при помощи шпилевой катушки и вручную.
2.13.31. Запрещается пользоваться перевернутым элеватором при наращивании инструмента без специального устройства, предотвращающего возможность самооткрывания замка элеватора.
2.13.32. Находящиеся на полатях крючки и другие приспособления для завода и установки свечей за палец должны привязываться пеньковым или оцинкованным канатом к элементам вышки.
Запрещается оставлять на полатях предметы не привязанными.
2.13.33. При подъеме из скважины бурильных труб до установки их на клинья или элеватор запрещается выдвигать захват МСП к центру скважины.
Запрещается оставлять механизм захвата свечей в выдвинутом положении.
2.13.34. При перерывах спуско-подъемных операций или промывке и подогреве паром отдельных механизмов установки АСП должно быть снято напряжение с пульта и станции управления АСП.
2.13.35. Во время перемещения бурильной свечи от ротора до места ее установки на подсвечник АУС и обратно запрещается находиться рабочим на пути движения свечи.
2.13.36. Направляющий канат при автоматической установке бурильных свечей на подсвечник должен переводиться на следующую ячейку подсвечника до того, как крюк- сбрасыватель будет подведен к концу отвинченной (очередной) свечи.
2.13.37. Перед каждым подъемом бурильного инструмента следует проверять исправность упора и крюка-сбрасывателя.
2.13.38. В буровой установке, оборудованной механизмом АУС, выход к желобной системе должен находиться в стороне от упора.
2.13.39. Конструкция клинового захвата должна обеспечивать надежный захват бурильных труб. Педаль управления клиновым захватом должна закрываться прочным кожухом, открытым только с фронта обслуживания и исключающим возможность случайного воздействия на нее.
2.13.40. Во избежание случайного включения кранов пульта АКБ на пневмолинии должен быть установлен клапан-отсекатель.
2.13.41. По окончании спуско-подъемных операций и при вынужденных остановках необходимо перекрыть главный кран воздушной линии и выпустить воздух из линии пневматического бурового ключа, а ручки управления ключом зафиксировать в нейтральном положении.
62
Следует систематически проверять исправность главного крана и фиксирующих устройств кранов управления.
2.13.42. Если автоматический буровой пневмоключ не отведен в нейтральное положение, подъем или спуск очередной бурильной свечи запрещается.
2.14. Компоновка и эксплуатация бурильных колонн
2.14.1. Типы и размеры бурильных труб для строительства скважины выбираются с учетом соотношения диаметров бурильных и обсадных колонн, долот и утяжеленных бурильных труб.
2.14.2. Расчет бурильной колонны на прочность проводится в зависимости от способа бурения и состояния ствола на все виды деформаций в соответствии с требованиями инструкции.
Запасы прочности бурильной колонны при воздействии на нее статической осевой растягивающей нагрузки, крутящего момента, а также изгиба должны быть для роторного бурения не менее 1,5, для турбинного - 1,4. Запас прочности бурильной колонны (по текучести) при применении клинового захвата и при воздействии на трубу избыточного наружного и внутреннего давления должен быть не менее 1,15.
2.14.3. Комплектация, эксплуатация и ремонт бурильных, утяжеленных, ведущих труб и переводников должны регламентироваться инструкцией по эксплуатации бурильных труб с учетом особенностей региона их применения.
2.14.4. Отработка бурильных труб проводится комплектами. Каждая труба должна иметь маркировку, выполненную на трубной базе (площадке) и включающую номер комплекта и номер трубы в нем. Применение труб, не имеющих маркировки,
запрещается.
2.14.5. Паспорта на бурильные трубы (комплекты), ведущие, утяжеленные трубы, переводники и опорно-центрирующие элементы бурильной колонны выписываются до начала работы бурильного инструмента и заполняются в течение всего срока эксплуатации до списания.
2.14.6. Для исключения обоюдного истирания бурильной и обсадной колонн в процессе бурения необходимо устанавливать на бурильные трубы и ведущую трубу протекторы в обсаженной части ствола скважины.
2.14.7. При спуско-подъемных операциях свинчивание свечей (труб) должно производиться с обязательным применением специальной смазки.
2.14.8. Свинчивание замковой резьбы бурильных, ведущих, утяжеленных труб, переводников и элементов компоновки низа бурильной колонны проводится в соответствии с рекомендуемыми величинами моментов.
2.14.9. Трубы, находящиеся в эксплуатации, должны контролироваться (включая неразрушающий метод и гидроопрессовку), а также своевременно ремонтироваться в порядке, установленном буровым предприятием.
2.14.10. Буровым предприятиям отдельного региона необходимо иметь комплект бурильных труб с левым направлением резьбы для аварийных работ. Комплект по длине и прочностным характеристикам должен соответствовать максимальной глубине скважин данного региона.
2.15. Освоение и испытание скважин после бурения
63 2.15.1. Испытание разведочных и эксплуатационных скважин после бурения проводится с целью определения гидродинамических характеристик коллекторов, оптимального режима эксплуатации, оценки промышленных запасов нефти и газа, определения оптимальных дебитов и составления проекта разработки месторождения.
2.15.2. Работы по освоению и испытанию скважин могут быть начаты при обеспечении следующих условий:
- высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной отвечает проекту и требованиям охраны недр;
- эксплуатационная колонна прошаблонирована, опрессована совместно с колонной головкой и превенторной установкой, герметична при максимально ожидаемом давлении на устье скважины;
- устье с превенторной установкой, манифольдный блок и выкидные линии оборудованы и обвязаны в соответствии с утвержденной схемой;
- установлены сепаратор и емкости для сбора флюида. Применение гибких рукавов в обвязке устья, сепаратора и емкостей запрещается.
2.15.3. Устье скважины перед перфорацией эксплуатационной колонны должно быть оборудовано превенторной установкой по утвержденной схеме, а скважина заполнена буровым раствором плотностью, отвечающей требованиям п. 2.12.2 настоящих Правил.
Перед спуском заряженного перфоратора в скважину спускают шаблон с глубинным манометром для проверки проходимости приборов и уточнения давления в зоне перфорации.
2.15.4. Во время перфорации должно быть установлено наблюдение за уровнем жидкости на устье скважины. Его снижение не допускается.
2.15.5. Фонтанная арматура до установки на устье скважины должна быть опрессована на пробное давление, а после установки - на величину, равную давлению опрессовки эксплуатационной колонны.
2.15.6. Комплекс работ по освоению скважины должен предусматривать меры, обеспечивающие:
- исключение закупорки пласта при вторичном вскрытии;
- сохранение скелета пласта в призабойной зоне;
- предупреждение прорыва пластовой воды и газа из газовой "шапки";
- термогидрогазодинамические исследования по определению количественной и качественной характеристик пласта и его геологофизических параметров;
- сохранение, восстановление или повышение проницаемости призабойной зоны;
- охрану недр и окружающей среды.
2.15.7. До начала работ по освоению скважины у фонтанной арматуры (а также для дальнейшего обслуживания ее) должна быть установлена стационарная или передвижная площадка с лестницей и перилами.
2.15.8. При освоении фонтанной скважины спускать и поднимать насосно- компрессорные трубы разрешается только при наличии планшайбы с подвесным патрубком. Перфорация на кабеле разрешается при установленной на устье перфозадвижки с дистанционным управлением за отбойным щитом, установленным на расстоянии не менее 10 м от устья.
2.15.9. В случае нефтегазопроявлений в скважине, а также аварийного отключения системы освещения в ночное время при спуске или подъеме труб следует немедленно установить на устье указанную выше задвижку и прекратить дальнейшие работы.