СТО Газпром 2-3.2-202-2008

  Главная      Учебники - Газпром     

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..   104  105  106  107  108  109 ..

ООО «Информационно-рекламный центр газовой промышленности»


 

Москва 2008

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

 


 

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ


 

ДОКУМЕНТЫ НОРМАТИВНЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ, СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ ОАО «ГАЗПРОМ»


 

ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНАЯ СКВАЖИНА С АНОМАЛЬНО ВЫСОКИМ ПЛАСТОВЫМ ДАВЛЕНИЕМ. ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ И РЕШЕНИЯ


 

СТО Газпром 2-3.2-202-2008


 

Издание официальное


 

 


 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

Общество с ограниченной ответственностью «ТюменНИИгипрогаз» Общество с ограниченной ответственностью

«Информационно-рекламный центр газовой промышленности»


 

Москва 2008

Предисловие


 


 

  1. РАЗРАБОТАН


     

  2. ВНЕСЕН


     

  3. УТВЕРЖДЕН

    И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ


     

  4. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ


 

Обществом с ограниченной ответственностью «ТюменНИИгипрогаз»


 

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


 

Распоряжением ОАО «Газпром» от 12 марта 2008 г. № 47 с 15 сентября 2008 г.


 

© ОАО «Газпром», 2008

© Разработка ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2008

© Оформление ООО «ИРЦ Газпром», 2008


 

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 и определения 3

  4. Обозначения и сокращения 3

  5. Требования к проектированию скважин с аномально высоким пластовым

    давлением на стадии выполнения проекта разработки месторождения 4

  6. Требования к рабочему проектированию строительства эксплуатационных газоконденсатных скважин с аномально высоким пластовым давлением 5

  7. Требования к строительству эксплуатационных газоконденсатных скважин

    с аномально высоким пластовым давлением 9

  8. Требования к контролю качества строительства газоконденсатных скважин

    с аномально высоким пластовым давлением 11

  9. Требования к эксплуатации газоконденсатных скважин с аномально высоким

    пластовым давлением 14

  10. Требования промышленной безопасности 15

    Библиография 17


     

    III

    СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»


     

    image

    ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНАЯ СКВАЖИНА С АНОМАЛЬНО ВЫСОКИМ ПЛАСТОВЫМ ДАВЛЕНИЕМ.

    ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ И РЕШЕНИЯ


     

    image

    Дата введения – 2008-09-15


     

    1. Область применения


       

      Настоящий стандарт распространяется на эксплуатационные газоконденсатные скважины ачимовских отложений с аномально высоким пластовым давлением месторождений дочерних обществ ОАО «Газпром» в Тюменской области и устанавливает технические требования к проектированию, строительству и эксплуатации скважин.


       

    2. Нормативные ссылки


       

      В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты: ГОСТ 632-80 Трубы обсадные и муфты к ним. Технические условия

      ГОСТ 633-80 Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним. Технические условия ГОСТ 1581-96 Портландцементы тампонажные. Технические условия

      ГОСТ Р 52203-2004 Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним. Технические условия СТО Газпром РД 1.2-094-2004 Инструкция по организации и безопасному ведению

      работ при ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов

      СТО Газпром РД 2.1-142-2005 Методика расчета допустимых значений параметров конструкций скважин, температурного режима их эксплуатации, технических решений по обеспечению устойчивости и целостности устья и обсадных колонн

      СТО Газпром РД 2.1-144-2005 Лигносульфонатные реагенты для обработки буровых растворов. Технические требования

      СТО Газпром РД 2.1-145-2005 Полимеры на основе эфиров целлюлозы для обработки буровых растворов. Технические требования

      СТО Газпром РД 2.1-146-2005 Смазочные компоненты буровых растворов. Технические требования

      СТО Газпром РД 2.1-147-2005 Материалы для утяжеления буровых растворов при строительстве скважин. Технические требования


       

      image

      Издание официальное

      СТО Газпром РД 2.1-148-2005 Тампонажные портландцементы. Технические требования СТО Газпром РД 2.1-149-2005 Глинопорошки для строительства скважин. Технические

      требования

      СТО Газпром РД 2.1-150-2005 Реагенты на основе крахмала для обработки буровых растворов. Технические требования

      СТО Газпром РД 39-1.2-086-2003 Положение об организации обучения и аттестации персонала дочерних обществ и организаций ОАО «Газпром» в области предупреждения и ликвидации газоводонефтепроявлений при строительстве, эксплуатации и ремонте скважин

      СТО Газпром 2-3.2-037-2005 Требования к организации и производству работ по бурению, освоению и эксплуатации скважин на кустах Бованенковского месторождения

      СТО Газпром 2-3.2-090-2006 Кольматирующие наполнители для буровых растворов.

      Технические требования

      СТО Газпром 2-3.2-151-2007 Биополимерные компоненты буровых растворов. Технические требования

      СТО Газпром 2-3.2-152-2007 Азотсодержащие полимеры для обработки буровых растворов. Технические требования

      СТО Газпром 2-3.2-165-2007 Компоненты буровых растворов. Входной контроль

      СТО Газпром 2-3.2-168-2007 Эксплуатационная газоконденсатная скважина. Технические требования и решения

      СТО Газпром 2-3.2-169-2007 Руководство по технологии бурения эксплуатационных наклонно направленных и горизонтальных скважин

      СТО Газпром 2-3.3-044-2005 Компоновки подземного и устьевого оборудования газовых и газоконденсатных скважин месторождений полуострова Ямал

      СТО Газпром 2-3.3-077-2006 Правила создания и функционирования информационного обеспечения системы технического обслуживания и ремонта скважин

      СТО Газпром 2-3.3-078-2006 Основные правила оценивания надежности скважинного фонда на этапе эксплуатации

      СТО Газпром 2-3.3-119-2007 Руководство по технологии гидроразрыва сложнопостроенных газоконденсатных объектов месторождений севера Западной Сибири

      СТО Газпром 2-3.3-120-2007 Руководство по разработке проекта на консервацию, расконсервацию и ликвидацию скважин

      СТО Газпром 15-2005 Методика прогноза параметров области протаивания и зоны просадок пород в приустьевой зоне добывающих скважин

      СТО Газпром 16-2005 Регламент по проектированию крепи добывающих скважин с учетом свойств мерзлых пород

      СТО Газпром 17-2005 Требования к производству работ и организации строительства скважин в водоохранных зонах на месторождениях Крайнего Севера

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


       

    3. Термины и определения


       

      В настоящем стандарте применены термины по СТО Газпром 2-3.2-168, СТО Газпром 2-3.3-077, СТО Газпром 2-3.3-078, СТО Газпром РД 2.1-147, а также следующие термины с соответствующими определениями:


       

      3.1 нормальное пластовое давление: Пластовое давление, равное гидростатическому давлению воды плотностью 1000 кг/м3 от кровли пласта до поверхности по вертикали.

      [СТО Газпром РД 2.1-147-2005, 3.1]

       


       

      3.2 аномальное пластовое давление: Давление в пласте, которое имеет любое отклонение от нормального пластового давления.

      [СТО Газпром РД 2.1-147-2005, 3.2]

       


       

      3.3 коэффициент аномальности пластового давления: Отношение аномального пластового давления к нормальному (гидростатическому).

      [СТО Газпром РД 2.1-147-2005, 3.3]

       


       

      3.4 коэффициент кавернозности ствола скважины: Отношение фактического диаметра ствола к номинальному, равному диаметру породоразрушающего инструмента.

      [СТО Газпром 2-3.2-168-2007, 3.7]

       


       

      3.5 циркуляционная плотность бурового раствора: Эквивалентная плотность восходящего потока бурового раствора, учитывающая возникающие при этом гидростатическое и гидродинамическое давления на стенки скважины.


       

    4. Обозначения и сокращения


       

      В настоящем стандарте используются следующие обозначения и сокращения: АВПД – аномально высокое пластовое давление;

      АВПоД – аномально высокое поровое давление; ГИС – геофизические исследования скважины;

      ГДИ – газогидродинамические исследования; ГВК – газоводяной контакт;

      ММП – многолетнемерзлые породы; НКТ– насосно-компрессорные трубы;

      ОПЭ – опытно-промышленная эксплуатация; ОЗЦ – ожидание затвердевания цемента; ПВА – прострелочно-взрывная аппаратура; ПЗП – призабойная зона пласта;

      ПВР – прострелочно-взрывные работы; ФЕС – фильтрационно-емкостные свойства; ФА – фонтанная арматура.


       

    5. Требования к проектированию скважин с аномально высоким пластовым давлением на стадии выполнения проекта разработки месторождения

      1. Вариантная разработка основных технических решений строительства скважин и их технико-экономическая оценка проводится на стадии выполнения проекта разработки месторождения в соответствии с регламентом [1].

        1. Требования к проектированию скважин обосновываются в разделе «Основные технические решения строительства скважин» проекта разработки месторождения, который содержит:

          • результаты анализа строительства ранее пробуренных скважин и возможности их использования в качестве эксплуатационных или наблюдательных скважин;

          • обоснование конструкций эксплуатационных и наблюдательных скважин;

          • обоснование технологий бурения и крепления скважин;

          • обоснование составов и параметров буровых и тампонажных растворов;

          • обоснование выбора буровой установки;

          • обоснование технологий освоения скважин;

          • организацию буровых работ;

          • программу технического освидетельствования ранее пробуренных скважин.

        2. Выбор вариантов проектирования конструкций газоконденсатных скважин с АВПД, их забоев и технологий вскрытия продуктивных объектов осуществляется на основе трехмерного моделирования геологических и газогидродинамических условий месторождения.

        3. Скважины в зависимости от способа изоляции (разобщения) пород интервалов продуктивных объектов условно делятся на две категории (А и Б):

          • категория А – скважины с нецементируемым забоем в интервалах продуктивных объектов;

          • категория Б – скважины с цементируемым забоем в интервалах продуктивных объектов.

            5.2 Все скважины на горизонты с АВПД проектируются по пакерной схеме эксплуатации согласно ПБ 08–624–03 [2] и РД 00158758-191-97 [3]. Комплекс подземного оборудования определяется при рабочем проектировании строительства скважин.


             

    6. Требования к рабочему проектированию строительства эксплуатационных газоконденсатных скважин с аномально высоким пластовым давлением

      1. Рабочим проектом на строительство скважин регламентируются технико-технологические решения и мероприятия промышленной и экологической безопасности, соответствующие современному мировому уровню и обеспечивающие безаварийное строительство скважин, ремонтопригодность и эксплуатационную надежность скважин как опасных производственных объектов в соответствии с ПБ 08-624-03 [2].

      2. Содержание, структура и форма изложения рабочего проекта на строительство скважин должны соответствовать требованиям РД 51-00158758-185-97 [4].

      3. Рабочее проектирование строительства скважин следует проводить на основе определенных проектом разработки месторождения:

        • диаметра лифтовых колонн;

        • конструкций скважин и забоев скважин;

        • комплекса подземного скважинного оборудования;

        • состава пластовых флюидов;

        • комплекса измерительного и регистрирующего параметры эксплуатации скважины оборудования;

        • видов и периодичности капитального ремонта скважин.

      4. Скважины категории А должны проектироваться и строиться на объектах, включающих один пласт или несколько продуктивных пластов, между которыми отсутствуют водоносные пропластки, и оборудоваться фильтрами.

        1. Выбор типа фильтра определяется условиями устойчивости пород к разрушению и пескопроявлению из пласта в ствол скважины.

        2. В продуктивных объектах, представленных устойчивыми породами-коллекторами, заканчивание скважин следует проектировать открытым забоем с перекрытием дырчатыми фильтрами в соответствии с ТУ 3665-059-00744002-04 [5].

    1. Скважины категории Б следует проектировать и строить на газоконденсатных пластах с АВПД, для которых с целью интенсификации притока предусматривается проведение гидроразрыва пластов, а также с целью последующего приобщения вышележащих продуктив-

      ных пластов в процессе разработки месторождения. Плотность раствора должна проектироваться в соответствии с требованиями ПБ 08-624-03 [2] (подпункты 2.7.3.3 и 2.7.3.4) с учетом граничных допустимых показателей депрессии, указанных в подпункте 2.7.3.5.

    2. При проектировании конструкции скважины оптимальное число обсадных колонн и глубины установки их башмаков определяется количеством зон с несовместимыми условиями проводки ствола скважины по градиентам пластовых давлений, давлений гидроразрыва пород и их устойчивости. Горные породы, вскрываемые скважиной и отличающиеся по пластовому (или поровому) давлению более чем на 20 -, должны перекрываться отдельными колоннами.

    3. Проектирование крепи скважин следует проводить на основе расчетов с учетом требований СТО Газпром РД 2.1-142, СТО Газпром 15, СТО Газпром 16 и инструкции [6].

      Эксплуатационные и промежуточные колонны газоконденсатных скважин с АВПД должны комплектоваться из обсадных труб в хладостойком исполнении с высокогерметичными резьбовыми соединениями в соответствии со стандартом API SPEC 5 СТ [7] и ГОСТ 632.

      Прочность труб эксплуатационной колонны в интервале ММП на наружное избыточное сминающее давление должна превышать прочность труб промежуточной колонны на внутреннее избыточное давление.

    4. При проектировании траектории газоконденсатных скважин с АВПД на ачимовские отложения следует применять два типа профиля – тангенциальный и вогнутый, обеспечивающие максимальное смещение забоя скважины от вертикали при минимальных зенитных углах и длине ствола скважины и уменьшение напряжений в бурильных и обсадных трубах.

      1. Тангенциальный профиль преимущественно выполняется°трехинтервальным и применяется при наклонном вскрытии пластов с зенитным углом до 60 .


         

      2. Вогнутый профиль выполняется четы°рехили пятиинтервальным и используется при вскрытии пластов с зенитным углом более 60 .

    1. Для обеспечения устойчивости стенок скважины в интервале залегания неустойчи-

      вых пород профил°ь скважины следует проектировать с участком стабилизации с зенитным

      углом не более 60

      3 см3/30 мин.

      и с показателем статической фильтрации бурового раствора не более

    2. Проектные решения по проводке и подготовке ствола к спуску обсадных колонн при вскрытии ачимовских отложений должны обеспечивать номинальный диаметр с коэффициентом кавернозности ствола не более 1,05. Проектирование проводки ствола скважины следует осуществлять в соответствии с СТО Газпром 2-3.2-169.

    3. На стадии проектирования строительства скважин необходимо провести прогноз зон АВПоД и обоснование требуемой плотности бурового раствора и начала процесса обвало-

      образования. Плотность раствора должна проектироваться в соответствии с требованиями 2.7.3.3, 2.7.3.4 с учетом граничных допустимых показателей депрессии, указанных в 2.7.3.5 ПБ 08-624-03 [2]. Общие затраты времени на бурение, подготовку ствола, ГИС и спуск колонны должны быть на 15 меньше времени начала обвалообразования.

    4. Прогноз расположения зон АВПоД и значений поровых давлений должен производиться на основе фактических результатов ГИС.

    5. Для вскрытия продуктивного пласта проектируется состав бурового раствора, обеспечивающий сохранение ФЕС путем блокирования проводящих микротрещин породы кольматирующими наполнителями и ингибирования глинистого цемента коллектора буровым раствором на основе солей одновалентных металлов. При проектировании состава бурового раствора для управления его технологическими параметрами должны быть использованы компоненты, обладающие ингибирующими свойствами.

    6. Для управления псевдопластичными, ингибирующими, смазочными свойствами буровых растворов в их составе должны использоваться химические реагенты и материалы, соответствующие требованиям СТО Газпром РД 2.1-144, СТО Газпром РД 2.1-145, СТО Газпром РД 2.1-146, СТО Газпром РД 2.1-147, СТО Газпром РД 2.1-149, СТО Газпром РД 2.1-150, СТО Газпром 2-3.2-090, СТО Газпром 2-3.2-151, СТО Газпром 2-3.2-152.

    7. Входной контроль химических реагентов и материалов для приготовления и обработки буровых растворов должен проводиться в соответствии с требованиями СТО Газпром 2-3.2-165.

    8. При проектировании реологической характеристики утяжеленного бурового раствора необходимо учитывать допустимую величину его циркуляционной плотности в соответствии с требованиями ПБ 08-624-03 [2].

    9. Проектирование режимов цементирования обсадных колонн производится с учетом конкретных геолого-физических и термобарических условий месторождения, технических и технологических решений, предусмотренных РД 00158758-213-2000 [8], РД 00147001-767-2000 [9], НД 00158758-265-2003 [10], НД 00158758-269-2003 [11], инструкциями [12], [13] и сборником [14].

    10. При проектировании компоновок промежуточных и эксплуатационных колонн и схем установки опорно-центрирующих элементов следует руководствоваться требованиями НД 00158785-265-2003 [10]. Для повышения степени изоляции заколонных пространств и предотвращения межпластовых перетоков в компоновку промежуточных и эксплуатационных колонн должны быть включены заколонные пакеры по ТУ 41-12-090-92 [15] или пакеры типа ПГПМ согласно каталогу [16].

    11. Типоразмер и компоновку подземного и устьевого оборудования скважин следует проектировать с учетом требований СТО Газпром 2-3.3-044.

6.19.1 Проектируемый комплекс устьевого оборудования при коэффициенте аномальности больше 1,3 должен оснащаться задвижками с дистанционным управлением.

    1. Проектируемый комплекс подземного оборудования скважины при пакерной схеме эксплуатации должен включать следующие элементы:

      • лифтовую колонну;

      • дистанционно управляемый приустьевой или автоматический забойный клапанотсекатель (при коэффициенте аномальности пластового давления 1,3 и выше);

      • телескопическое соединение;

      • ингибиторный клапан;

      • циркуляционный клапан;

      • разъединитель колонны;

      • эксплуатационный пакер;

      • посадочный ниппель;

      • подпакерный хвостовик с воронкой на башмаке.

        1. Допускается не включать в комплекс подземного оборудования ингибиторный клапан в случае отсутствия в стволе скважины условий для гидратообразования.

        2. Секции лифтовой колонны выше эксплуатационного пакера следует проектировать с использованием НКТ с высокогерметичными резьбовыми соединениями в соответствии со стандартом API SPEC 5 СТ [7], ГОСТ 633, ГОСТ Р 52203 и ТУ 14-3Р-31-2005 [17]; подпакерный хвостовик разрешается комплектовать из гладких НКТ по ГОСТ 633.

        3. При проектировании следует предусмотреть в надпакерном затрубном пространстве размещение технологической жидкости, в т.ч. в интервале ММП – незамерзающей жидкости с реологическими характеристиками, предупреждающими конвективную теплопередачу от забоя до устья по затрубному пространству.

    1. Проектирование технологии консервации скважин следует производить с учетом требований РД 08-492-02 [18], ПБ 08–624-03 [2].

    2. Вторичное вскрытие продуктивных пластов следует проектировать с учетом их геолого-физических характеристик.

      1. Для проведения перфорации на репрессии проектом на строительство скважины необходимо обосновать свойства и состав технологического раствора в скважине и в зоне продуктивного пласта.

      2. Для проведения перфорации на депрессии следует предусматривать перевод скважины на облегченную жидкость, обеспечивающую необходимое забойное давление с учетом сохранения устойчивости призабойной зоны пласта при ПВР.

      3. При выборе типоразмера перфоратора и плотности перфорации должны учитываться характеристика залежи, тип коллектора и конструкция забоя скважины. Проектируемая плотность перфорации должна обеспечивать эффективную гидродинамическую связь скважины с продуктивным пластом и сохранение целостности обсадной колонны и цементного кольца за пределами интервала перфорации.


 

  1. Требования к строительству эксплуатационных газоконденсатных скважин с аномально высоким пластовым давлением

    1. Строительство скважины следует вести в соответствии с утвержденным организацией-недропользователем рабочим проектом на строительство скважин, согласованным в установленном порядке.

    2. Профиль ствола скважины должен обеспечивать размещение забоя скважины на структуре в соответствии с проектом разработки месторождения.

      1. Начало наклонного участка должно располагаться в интервале залегания устойчивых пород (коэффициент кавернозности ствола скважины не более 1,1) и с глубины, превышающей глубину спуска предыдущей обсадной колонны, не менее 30 м.

      2. Траектория ствола скважины должна обеспечивать необходимое отклонение от вертикали точки входа в пласт, требуемую протяженность ствола по продуктивному горизонту, минимальный крутящий момент, требуемую очистку ствола скважины от выбуренной породы, безаварийную эксплуатацию внутрискважинного оборудования.

      3. Не допускается увеличивать искривление скважины с интенсивностью, при которой напряжения упругих деформаций приводят к нарушению герметичности резьбовых соединений и целостности обсадных и бурильных труб.

      4. Для всех типов наклонно направленных скважин фактическое расположение забоя должно ограничиваться площадью круга допуска на кровле пласта. Радиус круга допуска необходимо устанавливать в зависимости от расстояния (L) между проектными забоями скважин по сетке разработки в соответствии с данными таблицы 7.1.

    1. При проходке проницаемых отложений покурской, тангаловской и сартымской свит при фильтрационных потерях бурового раствора более 5 м3/сут бурение необходимо прекратить и провести работу по ликвидации осложнений путем обработки бурового раствора кольматирующими наполнителями. При выборе фракционного состава наполнителей следу-

      Таблица 7.1 — Нормы допустимых отклонений забоев скважин от проекта для залежей ачимовских отложений


       

      Глубина скважины по вертикали, м

      Радиус круга допуска, м

      2500–3000

      0,15L

      свыше 3000

      0,20L


       

      ет учитывать, что при бурении наклонного ствола размер частиц для блокирования пор (в отличие от вертикального ствола) увеличивается на величину косинуса угла наклона ствола скважины.

    2. При вскрытии продуктивного пласта с АВПД скважинами с большими углами наклона необходимо предусмотреть следующие мероприятия:

      • ограничение продолжительности бурения и оперативное увеличение плотности бурового раствора;

      • проведение комплексной обработки бурового раствора полимерами, обладающими ингибирующими свойствами;

      • применение высоковязких полимеров для качественной очистки горизонтального ствола и кольматирующих наполнителей для сохранения ФЕС продуктивного пласта;

      • применение смазочных добавок для снижения коэффициента трения фильтрационной корки с бурильным инструментом.

    3. При выполнении операций по креплению скважин необходимо руководствоваться рекомендациями [19, 20 ].

      1. Для обеспечения однородности тампонажных растворов при их затворении и закачивании с производительностью, определенной гидравлическим расчетом цементирования, необходимо применять цементировочное оборудование и осреднительные емкости по ТУ 39-000147001-177-98 [21].

      2. С целью обеспечения формирования в период ОЗЦ герметичного цементного кольца в заколонном и межколонном пространствах применяемые тампонажные растворы и тампонажный камень должны удовлетворять требованиям СТО Газпром РД 2.1-148, ГОСТ 1581, ПБ 08–624-03 [2] в части соответствия подпунктов 2.7.4.5 и 2.7.4.7 и руководящим документам РД 00158758-213-2000 [8] и РД 00147001-767-2000 [9].

      3. Испытание эксплуатационных колонн на герметичность должно производиться не позднее чем через 40 мин от момента получения предельного давления. После испытания на герметичность давление в колонне должно быть снижено до нуля. Заключительные работы после цементирования эксплуатационной колонны производятся в соответствии с требованиями РД 00158758-213-2000 [8], РД 00147001-767-2000 [9]. На период ОЗЦ устье скважины

герметизируется, а обсадная колонна должна быть подвешена на талевой системе с обязательной регистрацией нагрузки на крюке.

    1. Устье скважины следует оборудовать и обвязать с газосборным коллектором и факельной линией в соответствии с рабочей документацией проекта обустройства месторождения.

    2. Работы по освоению и испытанию законченных бурением скважин следует выполнять в соответствии с требованиями СТО Газпром 2-3.2-037, РД 51-00158758-206-99 [22] и НД 00158-273-2004 [23], ПБ 08-624-03 [2] (подпункт 2.9.1).

      1. При проведении перфорации на репрессии следует обеспечить безопасность проведения работ и предупреждение проникновения жидкостей из скважины в пласт. Гидростатическое давление столба жидкости должно соответствовать ПБ 08-624-03 [2].

      2. При проведении перфорации на депрессии ствол скважины должен быть переведен на облегченную жидкость, а депрессия не должна превышать 10 от величины пластового давления.

      3. При выполнении ПВР устье скважины должно быть оборудовано запорной арматурой и лубрикаторным устройством для перфорации на депрессии, с техническими характеристиками, соответствующими условиям работы скважины и обеспечивающими герметизацию при спуске, срабатывании и подъеме ПВА в соответствии с ПБ 08-624-03 [2].

      4. Отработка скважины должна производиться на режимах, обеспечивающих вынос из ствола технологических жидкостей и кольматирующих пласт частиц до полной очистки ПЗП и стабилизации устьевых параметров.

    1. При проведении работ по интенсификации притока в процессе освоения следует руководствоваться рекомендациями [24] и СТО Газпром 2-3.3-119. В случае необходимости проведения дополнительных работ (кислотных обработок, использования колтюбинговой установки и т.д) время отработки может быть скорректировано в сторону увеличения, особенно это может быть связано с очисткой призабойной зоны скважины, но в этом случае на месторождении должен быть установлен верхний предел по выпуску газа в атмосферу при освоении.

    2. Технологии, технические и измерительные средства для освоения и исследования скважин должны определяться планом на освоение и исследование скважин в соответствии с требованиями проекта на строительство скважин.


 

  1. Требования к контролю качества строительства газоконденсатных скважин с аномально высоким пластовым давлением

    1. При строительстве скважин необходимо проводить оперативный контроль:

      • режимов бурения скважин с применением станций типа «Разрез-2», «Геооптим 04-ИМС», «МЕГА-АМТ»;

      • технологических параметров бурового раствора на соответствие параметров требованиям рабочего проекта;

      • за траекторией ствола скважины с помощью инклинометрических систем.

        Примечание – При зенитных углах ствола скважины более 60° в состав телеметрических систем рекомендуется включать приборы геофизических измерений (зонды акустического, плотностного, нейтронного и гамма-каротажа).

    2. Для контроля за качеством строительства скважин обязательно привлечение специализированных супервайзерских служб организации-недропользователя или сторонних сервисных организаций.

    3. Для обеспечения контроля процесса вскрытия продуктивных горизонтов с АВПД на скважине устанавливается буровым подрядчиком дежурство специалистов, прошедших подготовку по специальной программе «Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях» в специализированных учебных центрах ОАО «Газпром».

    4. После окончания бурения скважины состояние ствола на стадии подготовки к спуску и цементированию необходимо исследовать методами ГИС (кавернометрия, профилеметрия) согласно РД 153-39.0-072-01 [25] и ПБ 08-624-03 [2] (подпункт 2.7.4.3).

    5. Контроль процесса цементирования колонн следует производить с применением станции контроля цементирования согласно РД 00158758-213-2000 [8], РД 00147001-767-2000 [9], с применением аппаратуры (датчиков), соответствующей ГОСТам и имеющей паспорта и сертификаты соответствия.

    6. Контроль качества цементирования обсадных колонн следует производить с использованием стандартного комплекса промыслово-геофизических исследований: через 36 ч ОЗЦ для кондукторов (направлений) и через 48 ч ОЗЦ для промежуточных и эксплуатационных колонн.

    7. Перечень обязательных показателей, определяемых при проведении промысловогеофизических исследований и характеризующих качество выполнения работ по цементированию обсадных колонн, должен соответствовать требованиям РД 00158758-213-2000 [8], РД 153-39.0-069-01 [26].

      1. Показатель заполнения заколонного и межколонного пространств тампонажными растворами должен быть:

        • в интервале перекрытия эксплуатационной колонной продуктивных пластов в вертикальных скважинах – не менее 0,9;

        • в интервале перекрытия эксплуатационной ко°лонной продуктивных пластов в

        наклонно направленных скважинах с углом наклона до 60

        • не менее 0,8;

          • в интервале перекрытия эксплуатационной колон° ной продуктивных пластов в

            наклонно направленных скважинах с углом наклона более 60

            окончанием – не менее 0,7;

          • в остальных интервалах – не менее 0,7.

            и скважинах с горизонтальным

      2. В соответствии с методикой [27] показатель качества сцепления тампонажного камня с обсадной колонной и горными породами в интервале перекрытия продуктивных пластов должен быть:

          • в скважинах с вертикальным окончанием°– не менее 0,85;

          • в скважинах с углом наклона ствола до 60

        • не°менее 0,75;

          • в скважинах с углом наклона ствола более 60

            не менее 0,70.

            и с горизонтальным окончанием –

            В вышележащих непродуктивных интервалах показатель качества сцепления камня должен быть не менее 0,70 при использовании тампонажных растворов нормальной плотности и не менее 0,40 при использовании облегченных тампонажных растворов независимо от их плотности.

      3. В случае получения показателей заполнения затрубного пространства тампонажными растворами и качества сцепления тампонажного камня с эксплуатационной колонной и породой ниже указанных в 8.7.1 и 8.7.2 оценка пригодности скважины к эксплуатации должна производиться по результатам освоения и пробной эксплуатации скважины в соответствии с ПБ 07-601-03 [28]. В этом случае основным показателем является отсутствие межколонных газопроявлений.

    1. Работы по оценке герметичности обсадных колонн и межколонных пространств перед освоением скважин должны выполняться в соответствии с требованиями РД 00158758-213-2000 [8] и ПБ 08-624-03 [2] (подпункт 2.7.5) с учетом прочностных характеристик тампонажного камня в приустьевой части.

    2. После спуска в скважину комплекса подземного оборудования необходимо провести испытания по определению герметичности пакера. Давление в затрубном пространстве на устье скважины должно быть равно атмосферному.

    3. Технические средства, в том числе средства измерений, и методики выполнения измерений, используемые на всех стадиях и при всех видах работ на скважине, должны быть сертифицированы, аттестованы и поверены в установленном порядке.

  1. Требования к эксплуатации газоконденсатных скважин с аномально высоким пластовым давлением

    1. Режимы эксплуатации газоконденсатных скважин с АВПД должны обеспечивать получение проектных дебитов и устойчивость пород-коллекторов в течение всего жизненного цикла месторождения и обосновываться в проекте разработки месторождения.

    2. Технологический режим работы скважины должен устанавливаться ежеквартально по каждой скважине на основании результатов текущей эксплуатации и исследований скважин в соответствии с руководством [29] и с учетом:

        • дебита;

        • забойного давления (рабочей депрессии);

        • давления в трубном и в затрубном пространстве;

        • температуры потока газожидкостной смеси.

    3. Для дистанционного контроля за параметрами работы скважины и управления технологическими процессами скважина должна быть оборудована средствами автоматизации и телемеханизации, определенными рабочей документацией проекта обустройства месторождения в соответствии с требованиями основных положений [30].

    4. При эксплуатации скважин необходимо:

        • проверять техническое состояние скважины и установленного оборудования;

        • проверять соответствие параметров работы оборудования добычным возможностям скважины и установленому технологическому режиму;

        • оценивать надежность и работоспособность узлов оборудования, используя комплекс исследований и измерений (замер дебитов, обводненности продукции, глубинные замеры температуры и давления, учет отказов и ремонтов оборудования, анализ проб газа, воды);

        • поддерживать скважины в работоспособном состоянии путем проведения текущих и капитальных ремонтов;

        • проводить работы по интенсификации притока в соответствии с рекомендациями [24] и СТО Газпром 2-3.3-119.

    5. Периодичность проведения газодинамических, геофизических и газоконденсатных исследований на вынос жидкости и мехпримесей, объемов отборов проб необходимо определять в соответствии с проектами разработки месторождения и ежегодными планами проведения исследований организацией-недропользователем.

    6. В соответствии с проектом разработки месторождения и планом геолого-технических мероприятий следует выполнять и контролировать исследования по скважинам, включающие:

        • наблюдения за статическим уровнем;


       

      жины;

      • отборы проб;

      • гидрохимические исследования;

      • измерения количества и качества вод, выносимых с газожидкостной смесью из сква-


         

      • оценку динамики ГВК;

      • оценку текущей газонасыщенности;

      • оценку технического состояния скважин.

        Виды, объем, периодичность исследований и измерений должны устанавливаться

        организацией-недропользователем.

    7. Консервацию и ликвидацию скважин следует проводить по проектной документации, разработанной согласно требованиям СТО Газпром 2-3.3-120 и в соответствии с РД 08-492-02 [18].


       

  2. Требования промышленной безопасности


     

    1. При производстве работ по бурению, освоению, обвязке и эксплуатации скважин на кусте необходимо соблюдать требования правил безопасности ПБ 08-624-03 [2], РД 08-435-02 [31], правил пожарной безопасности ВППБ 01-04-98 [32], ППБ 01-03 [33], инструкции [34], инструкции РД 08-254-98 [35], типовой инструкции РД 09-364-00 [36], СТО Газпром 17, проектов разработки, обустройства месторождения и рабочих проектов на строительство скважин.

    2. Специалисты и рабочие, осуществляющие бурение, освоение, эксплуатацию и ремонт скважин, а также лица, связанные с обслуживанием производственных объектов на кустовой площадке, должны пройти специальный инструктаж по безопасному ведению работ в соответствии с требованиями РД 08-435-02 [31] и аттестацию в порядке, предусмотренном РД 03-444-02 [37], СТО Газпром РД 39-1.2-086 и раздела 1.7 ПБ 08-624-03 [2].

    3. Текущее обслуживание скважины и установленного на ней оборудования в процессе работы скважины осуществляют специалисты уполномоченного подразделения организации-недропользователя согласно инструкциям заводов-изготовителей на эксплуатацию оборудования.

    4. В случае неисправности отдельных деталей или узлов устьевого оборудования должны быть немедленно приняты меры по устранению обнаруженных неисправностей или замене неисправных деталей и узлов оборудования.

    5. В случае обнаружения утечек газа на действующих скважинах специалисты и рабочие, обслуживающие эти скважины, обязаны принять срочные меры по остановке этих сква-

      жин и немедленно оповестить руководство организации-недропользователя и руководителей работ на кусте о факте обнаружения утечек газа. При отрицательных результатах принятых мер по устранению пропусков газа необходимо сообщить об инциденте оперативному дежурному территориальной противофонтанной военизированной части ООО «Газобезопасностъ».

    6. При авариях с поступлением в воздушную среду газа все работы на кусте должны быть прекращены. В случае возникновения открытого фонтана необходимо:

        • остановить соседние скважины;

        • немедленно прекратить работы и эвакуировать людей из опасной зоны не менее чем на 60 м;

        • заглушить все двигатели внутреннего сгорания;

        • отключить электроэнергию;

        • прекратить пользоваться открытым огнем;

        • принять все меры для недопущения искрообразования в районе скважины;

        • оповестить об аварийном фонтанировании скважины диспетчерскую (инженернотехнологическую) службу организации-недропользователя и оперативного дежурного территориальной противофонтанной военизированной части ООО «Газобезопасностъ».

    7. Ликвидацию открытого газоконденсатного фонтана следует производить согласно СТО Газпром РД 1.2-094.

    8. Геологические службы организаций-недропользователей должны вести постоянный мониторинг за состоянием устьев скважин, наличием грифонов и межколонных давлений.

Библиография

[1] Регламент составления проектных документов по разработке газовых и газоконденсатных месторождений (утвержден ООО «ВНИИГАЗ» 05.02.99)


 

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

Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности


 

[3] Руководящий документ ООО «ТюменНИИгипрогаз» РД 00158758-191-97

Проект организации одновременного производства работ по бурению, освоению, обвязке и эксплуатации на кустах скважин ачимовских отложений

[4] Руководящий документ ООО «ТюменНИИгипрогаз» РД 51-00158758-185-97

Макет рабочего проекта на строительство скважин на месторождениях Западной Сибири

[5] Технические условия ОАО «Тяжпрессмаш»

ТУ 3665-059-00744002-04

Фильтр беспроволочный


 

[6] Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин (одобрена и рекомендована к применению на территории Российской Федерации и стран СНГ решением конференции Ассоциации буровых подрядчиков 18.09.96)


 

[7] Международный стандарт Американского нефтяного института API SPEC 5CT *

Specification for Casing and Tubing (US Customary Units)


 

[8] Руководящий документ ООО «ТюменНИИгипрогаз» РД 00158758-213-2000

Технологический регламент по креплению скважин на месторождениях севера Тюменской области


 

[9] Руководящий документ ОАО «Газпром»,

ОАО НПО «Бурение» РД 00147001-767-2000

Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин


 

[10] Нормативный документ ООО «ТюменНИИгипрогаз» НД 00158758-265-2003

Регламент по технологии бурения и крепления скважин на Песцовом месторождении


 

image

* Полные тексты стандартов по трубным изделиям Американского института нефти (англ. яз.) можно приобрести в отделе международных информационных сетей Пермского центра научнотехнической информации (Пермский ЦНТИ): тел. (3422) 37-46-36, e-mail: stn@permcnti.ru.

[11] Нормативный документ ООО «ТюменНИИгипрогаз» НД 00158758-269-2003)

Регламент по приготовлению и применению незамерзающих спецжидкостей и технологии заполнения межколонных пространств при цементировании эксплуатационных колонн


 

[12] Инструкция по приготовлению и применению буферных жидкостей (утверждена ООО «ТюменНИИгипрогаз» 01.09.99)


 

[13] Инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичность (утверждена ВНИИКрнефть 14.12.99)


 

[14] Сборник регламентирующих документов и инструкций по креплению скважин на месторождениях и ПХГ ОАО «Газпром» (утвержден ОАО «Газпром» 11.08.2000)


 

[15] Технические условия

ОАО «ВНИПИВзрывгеофизика» ТУ 41-12-090-92

Заколонные взрывные пакера ПВ


 

[16] Каталог ОАО «Тяжпрессмаш», Рязань, 2002


 

[17] Технические условия

ОАО «Газпромтрубинвест» ТУ 14-3Р-31-2005

Трубы стальные электросварные насосно-компрессорные групп прочности «Дс», «Кс», «Ес»,

«Лс» с локальной и объемной термической обработкой повышенного качества в обычном и хладостойком исполнении и муфты к ним


 

[18] Руководящий документ Госгортехнадзора России РД 08-492-02

Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов


 

[19] Р Газпром «Рекомендации по технологии крепления скважин на нижнемеловые отложения Заполярного ГКМ» (утверждены ОАО «Газпром» 01.04.2005)


 

[20] Р Газпром «Рекомендации по технологии крепления скважин на нижнемеловые отложения Песцового ГКМ» (утверждены ОАО «Газпром» 16.09.2005)


 

[21] Технические условия ОАО НПО «Бурение» ТУ 39-00147001-177-98

Установка смесительно-осреднительная


 

[22] Руководящий документ ОАО «Газпром»

РД 51-00158758-206-99

Регламент по испытанию (освоению) скважин на ачимовские отложения


 

[23] Нормативный документ ООО «ТюменНИИгипрогаз» НД 00158-273-2004

Регламент по освоению эксплуатационных скважин на ачимовские отложения с различными конструкциями забоев

[24] Р Газпром «Технологии и технологические жидкости для восстановления ФЕС продуктивных пластов в процессе освоения скважин на месторождениях Западной Сибири» (утверждены ОАО «Газпром» 10.08.2006)


 

[25] 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

[26] Руководящий документ Минэнерго России

РД 153-39.0-069-01

Техническая инструкция по проведению геолого-технических исследований нефтяных и газовых скважин


 

[27] Методика сравнительной оценки качества цементирования обсадных колонн по данным АКЦ (утверждена БП «Тюменбургаз» 01.09.97)


 

[28] Правила безопасности Госгортехнадзор России ПБ 07-601-03

Правила охраны недр


 

[29] Руководство по исследованию скважин (утверждено ООО «ВНИИГАЗ» 20.11.99)


 

[30] Основные положения по автоматизации, телемеханизации и созданию информационно-управляющих систем предприятий добычи и подземного хранения газа (утверждены ОАО «Газавтоматика» 22.05.97)

[31] Руководящий документ Госгортехнадзора России РД 08-435-02

Инструкция по безопасности одновременного производства буровых работ, освоения и эксплуатации скважин на кусте


 

[32] Правила безопасности

ВППБ 01-04-98

Правила пожарной безопасности для предприятий и организаций газовой промышленности


 

[33] Правила безопасности

ППБ 01-03

Правила пожарной безопасности в Российской Федерации


 

[34] Инструкция по предупреждению и ликвидации газонефтеводопроявлений при строительстве и ремонте скважин (утверждена ОАО «Газпром» 06.07.99)


 

[35] Руководящий документ Госгортехнадзора России РД 08-254-98

Инструкция по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности


 

[36] Руководящий документ Госгортехнадзора России РД 09-364-00

Типовая инструкция по организации безопасного проведения огневых работ на взрывоопасных и взрывопожароопасных объектах

[37] Руководящий документ Госгортехнадзора России РД 03-444-02

Положение о порядке подготовки и аттестации работников организаций, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов, подконтрольных Госгортехнадзору России


 

image


 

ОКС 75.020


 

image

Ключевые слова: скважина газоконденсатная эксплуатационная, аномально высокое пластовое давление, технические требования, технические решения, проектирование, строительство, эксплуатация, контроль качества


 

Корректура В.М. Осканян

Компьютерная верстка Н.А. Владимирова


 

image

Подписано в печать 24.07.2008 г.

Формат 60x84/8. Гарнитура «Ньютон». Тираж 60 экз. Уч.-изд. л. 2,6. Заказ 233


 

image

ООО «ИРЦ Газпром» 117630, Москва, ул. Обручева, д. 27, корп. 2. Тел.: (495) 719-64-75, 719-31-17.


 

Отпечатано в ЗАО «Издательский Дом Полиграфия»