СТО Газпром 2-3.2-299-2009

  Главная      Учебники Газпром     

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..   101  102  103  104  105  106  107  ..

 

ИЗДАНИЕ ОФИЦИАЛЬНОЕ


 

Москва 2009

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 


 

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ


 

СТРОИТЕЛЬСТВО СКВАЖИН В ХЕМОГЕННЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ


 

СТО Газпром 2-3.2-299-2009


 

Издание официальное


 


 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

Общество с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий – ВНИИГАЗ»


 

Общество с ограниченной ответственностью «Газпром экспо»


 

Москва 2009

Предисловие


 

  1. РАЗРАБОТАН


     

  2. ВНЕСЕН


     

  3. УТВЕРЖДЕН

    И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ


     

  4. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Обществом с ограниченной ответственностью «Научноисследовательский институт природных газов и газовых технологий – ВНИИГАЗ» с участием специалистов структурных подразделений, организаций и дочерних обществ ОАО «Газпром»


 

Управлением по бурению газовых и газоконденсатных скважин Департамента по добыче газа, газового конденсата, нефти ОАО «Газпром»


 

Распоряжением ОАО «Газпром» от 6 октября 2008 г. № 341


 

© ОАО «Газпром», 2009

© Разработка ООО «ВНИИГАЗ», 2009

© Оформление ООО «Газпром экспо», 2009


 

Распространение настоящего стандарта осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»

Содержание

  1. Область применения 1

  2. Нормативные ссылки 1

  3. Термины, определения и сокращения 2

  4. Общие положения 3

  5. Требования к конструкции скважины 4

  6. Требования к буровым растворам 5

  7. Требования к тампонажным растворам 5

  8. Требования к технологическим режимам бурения и крепления скважин 6

  9. Требования по предупреждению осложнений при креплении скважин

    в хемогенных отложениях 7

  10. Контроль состояния ствола скважины в хемогенных отложениях 10

    Приложение А (рекомендуемое) Методика расчета необходимой плотности

    бурового раствора при бурении хемогенной толщи 11

    Приложение Б (справочное) Расчет скорости растворения солей

    (по Н.П. Гребенникову) 14

    Приложение В (справочное) Рациональный комплекс ГИС для информационного геофизического сопровождения строительства глубоких

    поисково-разведочных скважин в соляных отложениях 15

    Библиография 18


     

    III

    Введение


     

    Эффективность бурения и крепления скважин в хемогенных отложениях, их надежность как инженерных горно-технических сооружений во многом зависит от уровня техникотехнологических решений, заложенных в рабочие проекты на строительство скважин.

    Настоящий стандарт разработан с целью установления технических требований к технологическим режимам бурения и крепления скважин, составам буровых и тампонажных растворов, к конструкциям скважин, вскрывающих соленосные толщи, в которых возникают осложнения, связанные с ползучестью стенок скважин и деформацией обсадных колонн при изменении напряженного состояния окружающих пород.

    Выполнение технических требований будет способствовать повышению качества строительства и надежности эксплуатации скважин при наличии в разрезе соленосных пород, склонных к текучести.

    Настоящий стандарт разработан впервые.

    Настоящий стандарт разработан лабораторией экспертизы и разработки технологии строительства скважин ООО «ВНИИГАЗ» авторским коллективом в составе: А.Г. Потапов, А.В. Сутырин, А.С. Легеза, З.З. Шарафутдинов (ООО «ВНИИГАЗ»), с участием А.А. Рябоконя и А.В. Кулигина (ОАО «Газпром»).

    СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА

    «ГАЗПРОМ»


     

    image


     

    СТРОИТЕЛЬСТВО СКВАЖИН В ХЕМОГЕННЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ


     


     

    image


     

    Дата введения – 2009-05-28


     

    1. Область применения


       

      1. Настоящий стандарт распространяется на разведочные и эксплуатационные скважины, в разрезе которых имеются хемогенные отложения, и устанавливает технические требования к технологии бурения и крепления интервалов, осложненных пластической деформацией (течением) солей и высоковязких глинистых пропластков, возникающей из-за нарушения естественного равновесия массива при строительстве скважин.

      2. Настоящий стандарт предназначен для дочерних обществ и организаций ОАО «Газпром», осуществляющих работы по освоению и разработке газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений при наличии в разрезе соленосных отложений.

      3. Настоящий стандарт не распространяется на бурение скважин в условиях рапопроявлений.


         

    2. Нормативные ссылки


       

      В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты: СТО Газпром РД 2.1-147-2005 Материалы для утяжеления буровых растворов при стро-

      ительстве скважин. Технические требования

      СТО Газпром РД 2.1-149-2005 Глинопорошки для строительства скважин. Технические требования

      СТО Газпром 2-3.3-078-2006 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Основные правила оценивания надежности скважинного фонда на этапе эксплуатации

      image

      Издание официальное

      СТО Газпром 2-2.3-117-2007 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Инструкция по расчету поврежденных и находящихся в особых условиях эксплуатации обсадных колонн

      СТО Газпром 2-3.3-120-2007 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Руководство по разработке проекта на консервацию, расконсервацию и ликвидацию скважин

      СТО Газпром 2-3.2-168-2007 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Эксплуатационная газоконденсатная скважина. Технические требования и решения

      СТО Газпром 2-3.2-169-2007 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Руководство по технологии бурения эксплуатационных наклонно направленных и горизонтальных скважин

      Примечание – При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.


       

    3. Термины, определения и сокращения


       

      1. В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

        1. галит (NaCl): Минерал, хлорид натрия.

        2. бишофит (MgCl2·6Н2О): Минерал, хлорид магния.

        3. карналлит (КСl·MgCl2·6Н2О): Минерал, смешанная соль.

        4. каверна: Локальное неуправляемое расширение ствола скважины.

        5. пластичность: Способность породы получить большие остаточные деформации, не разрушаясь.

        6. ползучесть: Изменение во времени деформаций при постоянной нагрузке.

        7. релаксация напряжений: Изменение напряжений в породе при постоянной деформации.

          3.2 В настоящем стандарте применены следующие сокращения: АКЦ – акустическая цементометрия

          АКЦ-ВНЧ – акустическая цементометрия низкочастотная

          АКШ – акустический полноволновый каротаж БК – боковой электрический каротаж

          ГИС – геофизические исследования скважин ГК – гамма-каротаж

          ГТН – геолого-технический наряд КП – коэффициент Пуассона

          НГК – нейтронный гамма-каротаж ОЗЦ – ожидание затвердевания цемента ОЦК – отбивка цементного кольца ПЦТ – портландцемент тампонажный МТП – метод трубной профилеметрии

          САТ – скважинное акустическое телевидение СГК – спектральный гамма-каротаж

          СГДТ – скважинный гамма-дефектомер-толщиномер СКПД – скважинный каверномер-профилемер

          СПО – спуско-подъемные операции ЭМДС – электромагнитная дефектоскопия


           

    4. Общие положения


       

      1. На стадии подготовки задания на проектирование строительства скважины дается прогноз особенностей залегания, состава, строения хемогенных отложений с выделением легкорастворимых и высокопластичных солей (бишофит, карналлит и др.), а также критических горно-геологических условий, при которых начинается «течение» солей, и обоснование требуемой плотности бурового раствора.

      2. В процессе бурения и крепления скважин обсадными колоннами в интервалах соленосных отложений проводятся геофизические и геолого-технологические исследования в соответствии с РД 153-39.0-072-01 [1] и РД 153-39.0-069-01 [2] с целью:

        • своевременного выявления глубины вскрытия эвапоритов по данным механического каротажа и анализу шлама;

        • своевременного выявления интервалов текучих пород;

        • оперативной оценки опасности возникновения осложнений, связанных с пластической деформацией солей (посадки, затяжки, прихваты бурового инструмента);

        • оценки соответствия параметров бурового раствора горно-геологическим условиям вскрытых отложений;

        • контроля технологии бурения и ее соответствия ГТН;

        • контроля технологических параметров при спуске обсадной колонны.


           

    5. Требования к конструкции скважины


       

      1. Конструкция скважины в части надежности, технологичности и безопасности должна обеспечивать:

        • безаварийное строительство скважины;

        • ремонтопригодность и эксплуатационную надежность скважины в соответствии с ПБ 08-624-03 [3].

      2. Промежуточная колонна, спущенная до вскрытия солевых отложений, должна перекрывать интервалы пород с градиентами давления поглощения меньше плотности бурового раствора, необходимой для предупреждения пластической деформации пород при бурении нижележащего соляного массива. Глубина установки башмака обсадной колонны должна исключать возможность гидроразрыва пород.

      3. До вскрытия подсолевых продуктивных отложений соленосные отложения должны быть полностью перекрыты промежуточными обсадными колоннами, которые защищают эксплуатационную колонну от контакта с солевыми породами, предупреждая ее нарушения. Промежуточные обсадные колонны должны быть оснащены элементами технологической оснастки по всему интервалу подъема тампонажного раствора.

      4. Эксплуатационная колонна в интервале солей должна оснащаться центраторами для получения концентричного кольцевого пространства между эксплуатационной и промежуточными колоннами, которое заполняется цементом для создания прочной двойной крепи, что предохраняет эксплуатационную колонну от неравномерных сминающих нагрузок и снижает вероятность смятия эксплуатационной колонны.

      5. Расчеты на смятие обсадных колонн, перекрывающих соленосные породы, проводятся на полное горное давление по инструкции [4].

      6. В начальный период взаимодействия текучей соляной породы с обсадной колонной может возникнуть неравномерное контактное давление, охватывающее обсадные трубы по части периметра поперечного сечения. В этом случае расчет обсадных колонн на смятие проводится в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-117.

      7. Параметры обсадных колонн должны удовлетворять результатам расчетов по 5.5 и 5.6.

    6. Требования к буровым растворам


       

      1. Буровые растворы, используемые для прохождения соленосных отложений, не должны растворять в своем составе проходимую соль. Данное условие реализуется при насыщении дисперсионной среды солями до достижения их произведения растворимости, а также при использовании буровых растворов на основе жидкостей с низкой величиной диэлектрической проницаемости (углеводороды, многоатомные спирты и др.).

      2. Буровые растворы на основе соленасыщенных жидкостей не должны содержать в своем составе в качестве дисперсной фазы бентонитовую глину в соответствии с СТО Газпром РД 2.1-149.

      3. Наиболее предпочтительны буровые растворы:

        • на углеводородной основе;

        • растворы на основе многоатомных спиртов;

        • лигносульфонатные или гидрогельмагниевые растворы на основе дисперсионной среды, насыщенной солями.

          В качестве утяжелителей используют тяжелые соли (хлористый кальций, бромид натрия, хлористый цинк и др.) и традиционные утяжелители согласно СТО Газпром РД 2.1-147.


           

    7. Требования к тампонажным растворам


       

      1. Для цементирования соленосных отложений с целью предотвращения процесса их растворения при цементировании скважин используются цементы, жидкость затворения которых содержит насыщенный раствор соли, а также корректирующие добавки, повышающие устойчивость связей в составе образующегося цементного камня к воздействию солей.

      2. В температурном диапазоне более 90 С возможно использовать цементы, обеспечи-

        вающие получение низкоосновных гидросиликатов кальция (рН поровой жидкости менее 10,8):

        • белитокремнеземистый цемент и его разновидности;

        • шлакопесчаный цемент;

        • известково-кремнеземистый цемент;

        • цементно-кремнеземистые смеси (ПЦТ-100 и др.).

      3. В температурном диапазоне от 20 С до 90 С пригодным для использования являются тампонажные портландцементы марок G, ПЦТ-50. При затворении данных цементов необходимо использовать соленасыщенные среды, содержащие в своем составе реагенты, снижающие контракцию при твердении цемента (величина контракции не более 3 % через 24 часа твердения) и объемные деформации цементного теста-камня.

      4. В качестве корректирующих добавок используются:

        • ПМК (порошок магнезит каустический) марки ПМК-75 (от 3 % до 7 %);

        • латексы (от 7 % до 25 %);

        • смолы эпоксидные и др. (от 15 % до 25 %);

        • эмульсии парафина жидкого (от 7 % до 20 %);

        • триэтиленгликоль (от 10 % до 30 %);

        • соли муравьиной и уксусной кислоты (например, формиат или ацетат натрия и др.) в количестве (от 5 % до 7 %).


           

    8. Требования к технологическим режимам бурения и крепления скважин


       

      1. Для предупреждения осложнений при бурении скважин, обусловленных деформационными процессами, происходящими в приствольной зоне солей, необходимо обеспечить равновесие напряженного состояния соляного массива, нарушенного при производстве буровых работ.

      2. С ростом глубины скважин для предупреждения пластической деформации солей и снижения скорости сужения ствола скважины необходимо постепенно ступенчато повышать плотность бурового раствора. Плотность бурового раствора и ее изменение по глубине должны быть приведены в рабочем проекте.

        Расчетная (ориентировочная) величина плотности бурового раствора при бурении галита в зависимости от температуры пород приводится в таблице 1.


         

        Таблица 1 – Расчетная величина плотности бурового раствора при бурении каменной соли


         

        Глубина, м

        Плотность бурового раствора, кг/м3, при температуре, С

        75

        100

        125

        150

        2000

        1000

        1060

        1100

        1270

        2500

        1230

        1320

        1350

        1490

        3000

        1400

        1490

        1520

        1630

        3500

        1550

        1610

        1640

        1730

        4000

        1650

        1700

        1730

        1810

        4500

        1730

        1770

        1800

        1870

        5000

        1790

        1830

        1850

        1920

        5500

        1840

        1880

        1900

        1960

        6000

        1880

        1920

        1930

        1990

        Примечание – В приложении А представлена методика расчета необходимой плотности бурового раствора при бурении хемогенной толщи и дан алгоритм промысловых исследований для оценки параметров используемого расчетного уравнения в реальных условиях, поскольку физико-механические свойства солей зависят от содержащихся в них примесей.

      3. При наличии в соленосной толще пропластков пластичных глин необходимо поддерживать водоотдачу бурового раствора ниже 3 см3 за 30 минут, а в случае возникновения прихватов бурового инструмента рекомендуется ступенчато (на 100–150 кг/м3) повышать плотность бурового раствора выше расчетной (таблица 1) на 10 % – 30 %.

      4. Для предотвращения образования каверн при технологических процессах, включающих длительные (несколько часов) промывки, необходимо ограничить производительность насосов.

      5. Пополнение рабочего объема необходимо производить буровым раствором, максимально насыщенным NaCl. При наличии пропластков бишофита и карналлита дополнительно вводить хлориды магния и калия.

      6. В интервалах, сложенных галитом и другими легкорастворимыми солями, исключить применение гидромониторных долот для предотвращения размыва стенок скважины.

      7. В процессе бурения хемогенных отложений и после его окончания состояние ствола контролируется методами ГИС по РД 153-39.0-072-01 [1].


         

    9. Требования по предупреждению осложнений при креплении скважин в хемогенных отложениях

      1. Технология бурения и подготовки стволов к спуску обсадных колонн при вскрытии и креплении хемогенных отложений должны обеспечивать спуск обсадных колонн без осложнений и аварий.

        1. При подготовке ствола скважины к спуску обсадной колонны прорабатывают интервалы пластичных солей и проводят последовательно несколько исследований геофизическими методами профилеметрии для получения скорости сужения ствола и выделения интервала с максимальной скоростью сужения.

        2. Перед спуском обсадной колонны интервалы солей, течение которых не удается предотвратить, должны быть проработаны раздвижными расширителями до рационального диаметра, который, с учетом максимальной скорости сужения ствола, позволит спустить обсадную колонну и провести ее цементаж.

        3. Обсадная колонна, рассчитанная на горное давление [4], оснащенная центраторами, турбулизаторами (завихрителями), спускается и цементируется до устья.

    1. При наличии в солях аномальных каверн (не измеряемых стандартным каверномером) для обеспечения равномерного нагружения обсадной колонны необходимо использовать способ герметизации каверн.

      1. Сущность способа заключается в двухступенчатом цементировании обсадной колонны.

      2. Первая ступень тампонажного раствора поднимается до подошвы каверны.

      3. Вторая ступень цементируется через муфту ступенчатого цементирования, установленную выше кровли каверны.

      4. После закачки тампонажного раствора второй ступени отверстия в муфте должны герметично перекрываться.

      5. Тампонажный раствор второй ступени должен подниматься с заходом в предыдущую промежуточную колонну не менее 150 м.

      6. Интервалы вблизи каверн цементируются солестойким тампонажным материалом, обеспечивающим плотный контакт с колонной и солевыми породами.

      7. Попадание цементного раствора в каверну не допускается.

      8. Для надежной герметизации кольцевого пространства в системе «порода – цементное кольцо – колонна» выше и ниже кавернозного интервала необходимо предусмотреть:

        • оснастку обсадной колонны центраторами, скребками, турбулизаторами (завихрите-

        лями);


         

        • муфту ступенчатого цементирования с герметизируемыми окнами после цементиро-

          вания второй ступени;

          • затворение цемента на насыщенном растворе хлористого натрия;

          • добавку сухого хлористого натрия в цемент.

            Примечание – Таким образом, каверна, заполненная буровым раствором или рассолом, загерметизирована сверху и снизу, и заключенная в ней жидкость не может никуда мигрировать. Благодаря малой сжимаемости жидкости, изменение объема каверны из-за роста в ней давления будет незначительным, и стенки каверны практически будут оставаться неподвижными, что создает равномерное гидростатическое обжатие обсадной колонны.


             

      9. После окончания цементирования колонны в интервале калийно-магниевых каверн проводится запись кривых ГК и НГК, которые в дальнейшем используются в качестве фоновых (базовых) для контроля сужения герметизированных каверн.

    2. При наличии в соленосных отложениях кавернозного ствола с двумя и более аномальными кавернами весь кавернозный интервал герметизируется как одна целая каверна путем двухступенчатого цементирования: нижняя ступень от забоя до подошвы нижней каверны, верхняя – от кровли верхней каверны и выше. Сами каверны и промежутки между ними остаются незацементированными.

      1. Обсадные трубы в интервале герметизации должны выдерживать горное давление на смятие [4], резьбовые соединения должны быть герметичными.

      2. При наличии в интервале герметизации пропластков, поглощающих буровой раствор, они должны быть закольматированы в соответствии с СТО Газпром 2-3.2-090 или, при возможности, перекрыты профильными перекрывателями.

Примечание – Если эти условия не соблюдаются, то возможно нарушение обсадной колонны в зоне герметизации.


 

    1. При повреждении обсадной колонны в зоне герметизации необходимо ликвидировать неравномерное нагружение колонны.

      1. Ниже и выше зоны нарушения в обсадной колонне сделать перфорационные отверстия.

      2. На бурильных трубах спустить пакер, установить его между нижними и верхними отверстиями.

      3. Через отверстия за обсадной колонной восстановить циркуляцию слабоминерализованного (или пресного) бурового раствора и размыть подтекшую соль.

      4. Контроль за процессом растворения осуществлять по разнице минерализации бурового раствора на входе и выходе из скважины.

      5. После размыва соли на бурильных трубах спустить оправки, выправить деформированный участок обсадных труб.

      6. После восстановления диаметра обсадной колонны в зоне повреждения продолжить бурение слабоминерализованным раствором до спуска очередной обсадной колонны.

      7. Контроль за сужением каверн за обсадной колонной осуществляют с помощью радиоактивного каротажа, сравнивая получаемые результаты с кривыми ГК и НГК, которые сняты непосредственно перед креплением.

      8. Перед спуском и цементированием очередной обсадной колонны необходимо заблокировать (перекрыть) перфорационные отверстия любым известным способом для предупреждения попадания в заколонное пространство цементного раствора и сохранения в каверне условий равномерного гидравлического обжатия обсадных труб.

      9. Очередную обсадную колонну, оснащенную центраторами и рассчитанную на горное давление, спускают и цементируют межтрубное пространство с подъемом цемента выше верхних перфорационных отверстий не менее 500 м, тем самым восстанавливая герметичность кавернозного интервала.

      10. Контроль процесса цементирования производится с применением станции контроля цементирования по РД 00147001-767-2000 [5].

9.5 При отсутствии выхода тампонажного раствора на устье проводится ОЦК и термометрия на период схватывания цемента.

  1. Контроль состояния ствола скважины в хемогенных отложениях


     

    1. При возникновении осложнений в процессе бурения (посадки, затяжки, прихват бурового инструмента) или выявлении интервалов сужения ствола скважины по данным профилеметрии проводится исследование в интервалах осложнений ±50 м вверх и вниз по стволу с применением комплекса ГИС по РД 153-39.0-072-01 [1] для решения следующих задач:

        • определение компонентного состава соляных пород с применением метода СГК при наличии высоких значений естественной радиоактивности;

        • выявление зон текучести пород по изменению профиля ствола по данным профилеметрии;

        • установление интервалов прихвата бурового инструмента в случае обвала пород и сужения ствола производят по акустическому полноволновому каротажу и с помощью электромагнитного прихватоопределителя в инструменте.

    2. В условиях обсаженной скважины после спуска колонны оценивается качество ее крепления по данным термометрии, акустического полноволнового каротажа в режиме АКЦВНЧ и плотностной гамма-цементометрии СГДТ. Исследования АКЦ-ВНЧ являются фоновыми для последующих временных замеров.

    3. При наличии интервалов неустойчивых пород, выявленных по ГИС в открытом стволе, после крепления скважины через 5–7 дней выполняются контрольные исследования технического состояния обсадных колонн и заколонного пространства с применением комплекса ГИС:

        • оценка изменения действующего напряжения и определение части бокового горного давления, переданного на обсадную колонну, производятся по данным метода полноволнового акустического каротажа;

        • контроль за изменением толщины, процессом развития и размерами дефектов обсадных колонн осуществляется методами МТП, СГДТ, ЭМДС, САТ и др.;

        • контроль бокового смещения обсадных колонн под действием горного давления осуществляется с применением гироскопической инклинометрии.

    4. При возникновении осложнений в обсадной колонне (посадки, затяжки, прихват бурового инструмента) в процессе дальнейшего углубления скважины специальный комплекс ГИС повторяется вновь в интервале осложнений ±50 м.

    5. Определение текущей толщины и контроль за степенью выработки стенок колонны производится через 50 СПО или 1 месяц бурения для оценки остаточной прочности обсадной колонны и принятия технических решений по предупреждению ее смятия.

Приложение А

(рекомендуемое)


 

Методика расчета необходимой плотности бурового раствора при бурении хемогенной толщи

Для предупреждения осложнений при бурении скважин, обусловленных деформационными процессами, происходящими в приствольной зоне солей, необходимо обеспечить равновесие напряженного состояния соляного массива, нарушенного при производстве буровых работ.

С ростом глубины залегания солей для предупреждения и снижения скорости сужения ствола скважины необходимо постепенно повышать плотность бурового раствора.

Относительное сужение ствола скважины определяется по формуле

g

 

Up/r1 ···n, (А.1)

где Up – радиальное перемещение стенок ствола, мм;

r1 – радиус ствола скважины, мм;

 – время с момента вскрытия (расширения) интервала, сут;

Pg – разность горного давления и давления столба бурового раствора, кг/см2;

– коэффициенты и показатели степени уравнения (А.1).

В первом приближении можно использовать коэффициенты и показатели степени для каменной соли, представленные в таблице А.1.


 

Таблица А.1 – Значения для каменной соли


 


 

Параметры

Значения параметров при температуре, С

75

100

125

150

n

3,5

4,0

4,5

5,0

0,37

0,52

0,67

0,82

1,42·10-8

2,58·10-9

4·10-10

1,41·10-10

0,07383

0,03045

0,01179

0,00432


 

Нормирование плотности буровых растворов при бурении каменной соли с учетом допустимого растворения стенок рекомендуется проводить по формуле

⎛ U r

1/ n

p

 

  

10 100 / 

  ⎜ 1 ,

(А.2)

image

image

 

⎝ ⎠

где  – плотность бурового раствора, г/см3;

n – средняя плотность пород, залегающих над рассматриваемым сечением, г/см3. Для условий Прикаспийской впадины n = 2,35 г/см3;

Н – глубина интервала солей, м.

При начавшихся проработках выявленных по ГИС интервалов сужений ствола требуется предусмотреть ступенчатое повышение плотности бурового раствора. Для более надежного определения необходимой плотности следует коэффициенты и показатели степени формул (А.1) и (А.2) определять в реальных условиях.

После первых признаков сужения ствола (необходимость проработок, появление затяжек) необходимо после проработки ствола провести исследования профилеметром (каверномером) скорости сужения (смещения стенки) ствола скважины во времени при постоянной плотности бурового раствора. По результатам замеров (не менее трех) необходимо построить

график в координатах lg(Up/r) – lg , по которому определяется показатель степени  как тан-

генс угла наклона прямой к оси lg  или как коэффициент регрессионной зависимости

lg(p rlg .

(А.3)


 

Для оценки показателя степени необходимо провести исследования смещения стенки при различном давлении в скважине за фиксированное значение времени . При этом давление в скважине для каждого замера профилемером можно создавать как за счет изменения плотности бурового раствора, так и за счет создания избыточного давления на устье при работе с лубрикатором. По результатам замеров (не менее трех) определяется коэффициент регрессионной зависимости

lg(r  lg(Pг  Рскв),

где Рскв – давление в скважине в интервале замера сужения ствола, кг/см2;

Рг – горное давление в интервале замера, кг/см2. По значению определяем коэффициент :

30,5(n 1)

(А.4)

image

 .

 nn

(А.5)

д

 

Для оценки коэффициента  строится график в координатах lg(Up/r1) – ··n, по которому определяется  как тангенс угла наклона прямой, выходящей из начала координат, или как коэффициент регрессионной зависимости

д

 

lg(p r1 (  n ).

(А.6)


 

Используя полученные параметры  и n, по формуле (А.2) рассчитывают необходимую плотность бурового раствора.

Поскольку исследования проводятся в одном интервале, то полученные параметры соответствуют конкретной температуре и, следовательно, при углублении скважины необходимо учитывать температурную зависимость параметров. Можно использовать следующие соотношения для корректировки параметров в зависимости от изменения температуры с глу-

биной:

= 0,02·a, (А.7)

 = 0,008·b, (А.8)

 = 10-6·exp(-0,0628·t) , (А.9)

где а и – постоянные коэффициенты, которые уточняются по результатам, полученным при исследовании первого интервала при постоянной температуре t1. Подставляя в формулы (А.7) и (А.8) t1и 1, вычисляем а и b, которые в дальнейшем используем для расчета параметров и  по мере углубления скважины и роста температуры соляного массива.

В первом приближении для интервалов каменной соли при бурении на буровом растворе на водной основе плотность бурового раствора можно рассчитать по формуле

M

image

 2,35  ,

H

(А.10)


 

где М – коэффициент, зависящий от температуры (приведен в таблице А.2).


 


 

Таблица А.2 – Зависимость коэффициента М от температуры пород


 

Температура пород, С

75

100

125

150

Значение коэффициента М

2805

2590

2493

2156

Приложение Б

(справочное)


 

Расчет скорости растворения солей (по Н.П. Гребенникову)


 

Скорость растворения солей определяется по формуле

в а·w, (Б.1)

где – линейная скорость растворения соли, см/мин;

– скорость протекания растворителя, м/сек;

а и в – коэффициенты, определенные по таблице Б.1.


 

Таблица Б.1 – Значения коэффициентов а и в


 


 

Соль (минерал)


 

Растворитель

Температура растворителя,

С

Скорость протекания растворителя, м/сек


 

а


 

в, см/мин

Галит

Вода

40

0,138–2,260

0,215

0,030

-//-

-//-

60

0,135–2,100

0,356

0,026

Карналлит

Вода

40

0,077–1,720

0,943

0,024

-//-

-//-

60

0,108–1,075

1,217

0,073

-//-

Раствор NaCl

40

0,192–2,400

0,362

0,005

-//-

-//-

60

0,139-1,830

0,664

0,032

Бишофит

Вода

40

0,055–1,530

1,458

0,040

-//-

-//-

60

0,071–1,200

2,218

0,010

-//-

Раствор NaCl

40

0,167–1,780

0,824

0,004

-//-

-//-

60

0,022–1,510

1,259

0,068


 

Приложение В

(справочное)


 

Рациональный комплекс ГИС для информационного геофизического сопровождения строительства глубоких поисково-разведочных скважин в соляных отложениях


 

СТО Газпром 2-3.2-299-2009

 

15

 

Таблица В.1


 

Решаемые задачи

Применяемый комплекс методов ГИС

Периодичность

1 Комплекс ГИС для контроля технического состояния открытого ствола

1.1 Обязательный комплекс ГИС для контроля технического состояния открытого ствола

  • литологическое расчленение разреза скважин

  • выделение интервалов механически неустойчивых пород для их последующего детального изучения

  • оценка физико-механических свойств и бокового горного давления

  • оценка текущего состояния и изменения ствола во времени по данным профилеметрии (через 5–7 дней)

  • радиоактивные методы: НГК, ГК

  • электрические методы: БК, КС-3 зонда

  • акустический полноволновой каротаж АКШ

  • плотностной гамма-гамма-каротаж ГГК

  • профилеметрия СКПД

  • инклинометрия ИНКЛ


 

Под обсадную техническую колонну в интервале, не превышающем 1000 м

1.2 Специальный комплекс ГИС для контроля технического состояния открытого ствола

  • определение компонентного состава соляных пород

  • оценка устойчивости пород путем контроля изменения бокового горного давления (через 5–7 дней после фонового замера)

  • оценка изменения геометрии ствола по данным профилеметрии путем повторных замеров (через 5–7 дней после фонового замера) с привязкой в пространстве путем контрольного замера кривизны ствола скважины

  • выявление зон текучих пород по изменению профиля ствола по СКПД и бокового горного давления по АКШ после создаваемого переменного гидродинамического воздействия на стенки скважины за счет не менее 20 СПО или снижения гидростатического давления (до расчетной плотности 1,0 г/см3) на стенки скважины

  • определение места прихвата бурового инструмента методом ЛМ и АКШ


 

  • акустический полноволновой каротаж АКШ

  • спектральный гамма-каротаж СГК

  • профилеметрия СКПД

  • инклинометрия ИНКЛ

  • локатор муфт ЛМ


 

В интервале выявленных неустойчивых пород по 1.1 ±50 м


 

СТО Газпром 2-3.2-299-2009

 

16

 

Продолжение таблицы В.1


 

Решаемые задачи

Применяемый комплекс методов ГИС

Периодичность

2 Комплекс ГИС для контроля технического состояния обсадных колонн

2.1 Обязательный комплекс ГИС для контроля технического состояния обсадных колонн


 

  • оценка качества цементирования скважин

  • оценка состояния внутренней поверхности и профиля обсадных колонн (фоновый замер)

  • определение толщины стенок обсадных колонн (фоновый замер)

  • определение участков нарушения и механической выработки обсадных колонн

  • термометрия Т

  • акустическая цементометрия АКЦ-ВНЧ

  • гамма-гамма-цементометрия ГГЦ для 6” и 7” колонн

  • ЦМ для 12” и 9” технических колонн

  • гамма-гамма-толщинометрия ГГТ для 6” и 7” колонн

  • ЦМ для 12” и 9” технических колонн

  • трубная профилеметрия МТП

  • электромагнитная локация муфт ЛМ

  • гамма-каротаж ГК – привязка

  • магнитно-индукционный дефектоскоп МИД


 

После спуска обсадной технической колонны по всей колонне

2.2 Специальный комплекс ГИС для контроля технического состояния обсадных колонн

2.2.1 Специальный комплекс ГИС, выполняемый в колоннах против интервалов неустойчивого состояния пород, выявленных при исследовании открытого ствола

  • оценка текущего состояния внутренней поверхности и профиля поперечного сечения обсадных технических колонн

  • определение текущей толщины стенок обсадных колонн и контроль за степенью выработки стенок колонны

  • контроль за интенсивностью текучести массива пород c передачей нагрузки на колонну посредством измерения состояния механического контакта цемент–колонна во времени (через 5–7 дней после фонового замера)

  • контроль за изменением положения колонны в скважине методом гироскопической инклинометрии


 

  • акустическая цементометрия АКЦ-ВНЧ

  • акустический полноволновой каротаж АКШ

  • трубная профилеметрия ПТС

  • электромагнитная дефектоскопия ЭМДС

  • скважинное акустическое телевидение САТ

  • инклинометрия ИНКЛ-Гироскоп

  • электромагнитная локация муфт ЛМ

  • гамма-каротаж ГК – привязка


 

В интервале выявленных неустойчивых пород по 1.1 и 1.2 ± 50 м


 

СТО Газпром 2-3.2-299-2009

 

17

 

Окончание таблицы В.1


 

Решаемые задачи

Применяемый комплекс методов ГИС

Периодичность

2.2.2 Специальный комплекс ГИС, выполняемый в интервалах выявленных нарушений колонны

  • оценка состояния механического контакта цементного камня с колонной

  • оценка состояния внутренней поверхности и профиля обсадных колонн

  • определение толщины стенок обсадных колонн

  • определение размеров дефектов обсадных колонн

  • контроль величины бокового смещения обсадных колонн

  • геофизическое сопровождение работ по профилактической разгрузке обсадных колонн от действия горного давления


 

  • акустическая цементометрия АКЦ-ВНЧ

  • трубная профилеметрия ПТС

  • электромагнитная дефектоскопия ЭМДС

  • скважинное акустическое телевидение САТ

  • инклинометрия ИНКЛ-Гироскоп

  • термометрия Т

  • электромагнитная локация муфт ЛМ

  • гамма-каротаж ГК – привязка


 

В пределах выявленных нарушений по 2.2.1 ±50 м

2.2.3 Специальный комплекс ГИС, выполняемый с целью контроля выработки колонны


 

  • оценка текущего профиля поперечного сечения обсадных технических колонн

  • определение текущей толщины и контроль за степенью выработки стенок колонны через 50 СПО или 1 месяц бурения

  • трубная профилеметрия ПТС

  • электромагнитная дефектоскопия ЭМДС

  • скважинное акустическое телевидение САТ

  • электромагнитная локация муфт ЛМ

  • гамма-каротаж ГК – привязка


 

В интервале 0–2000 м, в интервале выявленных аномалий ±50 м

Библиография


 

[1] Руководящий документ Минэнерго России

РД 153-39.0-072-01

Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах


 

[2] Руководящий документ Минэнерго России

РД 153-39.0-069-01

Техническая инструкция по проведению геологотехнических исследований нефтяных и газовых скважин


 

[3] Правила безопасности Госгортехнадзора России ПБ 08-624-03

Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности


 


 

[4] Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин (утверждена Ассоциацией буровых подрядчиков 01.07.1997 г.)


 

[5] Руководящий документ ОАО НПО «Бурение» РД 00147001-767-2000

Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин

СТО Газпром 2-3.2-299-2009


 

image


 

ОКС 75.020


 

Ключевые слова: скважина, строительство, хемогенные отложения, конструкция, буровой раствор, тампонажный раствор, бурение, технические требования, обсадные трубы, осложнения, пластичные породы, деформация колонн


 


 

image


 

19


 

Корректура Е.М. Петровой

Компьютерная верстка Н.О. Поляковой


 

image

Подписано в печать 27.03.2009 г.

Формат 60x84/8. Гарнитура «Ньютон». Тираж 70 экз. Уч.-изд. л. 2,8. Заказ 215.


 

image

ООО «Газпром экспо» 117630, Москва, ул. Обручева, д. 27, корп. 2. Тел.: (495) 719-64-75, (499) 580-47-42.


 

Отпечатано в ООО «Полиграфия Дизайн»