Р Газпром 2-3.2-337-2009

  Главная      Учебники - Газпром     

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..   241  242  243  244  245  24- ..

 

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

РЕКОМЕНДАЦИИ ОРГАНИЗАЦИИ


 

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ, ЗАКАНЧИВАНИЮ И ОСВОЕНИЮ СКВАЖИН ДЛЯ ДОБЫЧИ МЕТАНА

ИЗ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ ТАЛДИНСКОЙ

И НАРЫКСКО-ОСТАШКИНСКОЙ ПЛОЩАДЕЙ КУЗБАССА


 

Р Газпром 2-3.2-337-2009


 

Издание официальное


 

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

Открытое акционерное общество «Газпром промгаз»


 

Общество с ограниченной ответственностью «Газпром экспо»


 

Москва 2009

Предисловие


 


 

  1. РАЗРАБОТАНЫ


     

  2. ВНЕСЕНЫ


     

  3. УТВЕРЖДЕНЫ


     

  4. ВВЕДЕНЫ ВПЕРВЫЕ


     

  5. СРОК ДЕЙСТВИЯ


 

Открытое акционерное общество «Газпром промгаз»


 

Управлением инновационного развития Департамента стратегического развития ОАО «Газпром»

членом Правления, начальником Департамента страте-гического развития ОАО «Газпром» В.В. Русаковой 31 марта 2009 года


 

c 01 февраля 2010 г. сроком на 3 года


 

© ОАО «Газпром», 2009

© Разработка ОАО «Газпром промгаз», 2009

© Оформление ООО «Газпром экспо», 2009


 


 

Распространение настоящих рекомендаций 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 2

  4. Обозначения и сокращения 3

  5. Общие положения 3

    1. Основные различия газовых скважин от скважин для добычи метана

      из угольных пластов 3

    2. Краткая геологическая характеристика Талдинской и Нарыкско6Осташкинской площадей 3

  6. Способы бурения скважин для добычи метана из угольных пластов 4

  7. Рекомендации по бурению скважин для добычи метана из угольных пластов

    роторным способом 5

    1. Технические средства 5

    2. Рекомендованная конструкция скважины для добычи метана из угольных пластов 5

    3. Рекомендуемые типоразмеры долот 6

    4. Параметры режимов бурения 6

    5. Рекомендуемые компоновки низа бурильной колонны 6

    6. Тампонажные материалы, буферные и продавочные жидкости 7

    7. Подготовка ствола скважины к спуску обсадных колонн 7

    8. Спуск обсадных колонн 8

    9. Рекомендации по цементированию обсадных колонн 8

    10. Обвязка устья скважины 8

    11. Испытание обсадных колонн на герметичность 8

    12. Контроль качества крепления скважины 9

8 Рекомендации по бурению скважин для добычи метана из угольных пластов пневмоударным способом 9

    1. Технические средства 9

    2. Рекомендованная конструкция скважины для добычи метана из угольных пластов . .10 8.3 Рекомендуемые типоразмеры долот 10

    1. Параметры режимов бурения 10

    2. Рекомендуемая компоновка низа бурильной колонны 11

    3. Тампонажные материалы, буферные и продавочные жидкости 11

    4. Подготовка ствола скважины к спуску обсадных колонн 12

    5. Спуск обсадных колонн 12

    6. Рекомендации по цементированию обсадных колонн 12

    7. Обвязка устья скважины 12

    8. Испытание обсадных колонн на герметичность 12

    9. Контроль качества крепления скважины 13

Библиография 14

РЕКОМЕНДАЦИИ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»


 

image

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ, ЗАКАНЧИВАНИЮ И ОСВОЕНИЮ СКВАЖИН ДЛЯ ДОБЫЧИ МЕТАНА ИЗ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ ТАЛДИНСКОЙ И НАРЫКСКО-ОСТАШКИНСКОЙ ПЛОЩАДЕЙ КУЗБАССА


 

image

Дата введения – 2010602601 Срок действия – три года


 

1 Область применения


 

Настоящие рекомендации распространяются на технологию строительства, заканчи-вания и освоения скважин для добычи метана из угольных пластов Талдинской и Нарыкско-Осташкинской площадей Кузбасса.

Настоящие рекомендации предназначены для руководства при проектировании сква-жин для добычи метана из угольных пластов и при производстве работ на Талдинской и Нарыкско6Осташкинской площадях Кузбасса.


 

2 Нормативные ссылки


 

В настоящем документе использованы нормативные ссылки на следующие стандарты: -ГОСТ 13862690 Оборудование противовыбросовое. Типовые схемы, основные пара6

метры и технические требования к конструкции.

-ГОСТ Р 50278692 Трубы бурильные с приварными замками. Технические условия.

-ГОСТ 631675 Трубы бурильные с высаженными концами и муфты к ним. Технические условия.

-ГОСТ 632680 Трубы обсадные и муфты к ним. Технические условия.

-ГОСТ 633680, ГОСТ Р 52203 Трубы насосно6компрессорные и муфты к ним. Техниче-ские условия.

-ГОСТ 158169-Портландцементы тампонажные. Технические условия.

-ТУ 266166152683 Оборудование устьевое нефтяных насосных скважин типа ОУ и ОУЭН.


 

image

Издание официальное

-РД 39600147001676762000 Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин. – М., ОАО «Газпром», 2000.

-РД 3960148052651468-Инструкция по предупреждению искривления вертикальных скважин. – М., ВНИИБТ, 1986.

-Инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичность – согласована с Гос-гортехнадзором России, письмо от 11.03.98 № 10613/137. – М., 1999 г.

-Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин – согласована Федеральным горным и промышленным надзором России, письмо от 12.03.97

№ 10613/127. – М., 1998 г.

-Инструкция по расчету бурильных колонн – согласована Федеральным горным и промышленным надзором России, письмо от 11.06.97 № 10613/298, М., 1998 г.

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

и стволов. Федеральный горный и промышленный надзор России. Постановление от 22 мая 2002 г. № 22.

-Правила геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах, утверждены совместным приказом Министерства топлива и энергетики России и Министер-ства природных ресурсов России от 28 декабря 1999 г. №445/323. – М., 1999 г.

-СТО Газпром 263.2614462007 Эксплуатационная газовая скважина. Технические тре-бования и решения.

Примечание – При пользовании настоящими рекомендациями целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящими рекомендациями сле-дует 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 настоящих рекомендациях применены следующие термины с определениями по СТО Газпром 263.2614462007, а также следующие термины с соответствующими определениями:


 

3.1 скважина: Сооружение в виде ориентированной в пространстве горной выработ-ки, имеющее собственную архитектуру и назначение и оснащенное технологическим обо-рудованием.

[СТО Газпром 263.2614462007, статья 3.1]

 


 

    1. скважина для добычи десорбированного метана из угольных пластов: скважина, построенная с целью извлечения метана из угольных пластов.

    2. конструкция скважины: совокупность интервалов ствола скважины, концентричных им обсадных колонн и цементных колец за обсадными трубами, их геометрические характе6

ристики, включая профиль, диаметры, глубины, физико6механические характеристики и конструктивные особенности основных элементов.


 

  1. Обозначения и сокращения


     

    В настоящих рекомендациях применяются следующие обозначения и сокращения: АРБ – агрегат ремонтно6буровой

    ГРП – гидравлический разрыв пород ГТН – геолого6технический наряд

    КНБК – компоновка низа бурильной колонны МБУ – мобильная буровая установка

    ОЗЦ – ожидание затвердевания цемента ЦА –цементировочный агрегат


     

  2. Общие положения


     

    1. Основные различия газовых скважин от скважин для добычи метана из угольных пластов

      При сопоставлении традиционных газовых скважин и скважин для добычи метана из угольных пластов выделяются следующие основные различия:

      -дебит традиционной газовой скважины может достигать до 1 млн м3/сут, дебит сква6

      жины для добычи метана в среднем варьируется в пределах 5–15 тыс. м3/сут (в редких случаях кратковременный дебит газа может достигать до 80 тыс. м3/сут);

      -давление газа на устье в традиционных газовых скважинах может достигать до 35 МПа и выше, в скважинах для добычи метана устьевое давление составляет 0,2–0,5 МПа;

      -глубина традиционных газовых скважин может достигать 5000 м и глубже, глубина скважин по добыче метана из угольных пластов обычно не превышает 1000–1300 м;

      -в традиционных газовых скважинах работы по интенсификации, как правило, не про-водятся, в скважинах для добычи метана интенсификация притока обязательна;

      -в классической газовой скважине применяется фонтанный способ эксплуатации, в скважине для добычи метана из угольных пластов способ эксплуатации принудительный, с использованием погружного насоса для постоянной откачки пластовой воды.

    2. Краткая геологическая характеристика Талдинской и Нарыкско-Осташкинской площадей

      Геологический разрез Талдинской и Нарыкско6Осташкинской площадей представлен преимущественно чередованием аргиллитов, алевролитов, песчаников и угольных пластов.

      На Талдинской площади газоносные угольные пласты, являющиеся объектами разра-ботки, залегают на глубине 300–900 м. Исходя из условий разработки метаноугольных место-рождений, продуктивные угольные пласты объединяются в две группы. Мощность интервала группы угольных пластов не должна превышать 250–300 м.

      16я группа -пласты 51, 52, 52а, 53а, 54, 56, 57, 58, 60–59.

      26я группа – пласты 39, 40, 43, 44, 48–45, 50.

      Таблица 1 – Газоносные угольные пласты Талдинской площади


       

      Индекс угольного пласта

      Интервал залегания объекта испытания, м

      подошва

      кровля

      мощность

      16я группа

      60–59

      300,0

      293,2

      6,8

      58

      320,0

      318,0

      2

      57

      336,0

      334,8

      1,2

      56

      358,0

      356,4

      1,6

      54

      421,0

      419,4

      1,6

      53а

      436,0

      435,1

      0,9

      52а

      484,0

      481,4

      2,6

      52

      506,0

      504,9

      1,1

      51

      540,0

      537,2

      2,8

      26я группа

      50

      589,0

      586,7

      2,3

      48–45

      729,0

      723,8

      5,2

      44

      770,0

      768,0

      2

      43

      785,0

      783,7

      1,3

      40

      824,0

      822,3

      1,7

      39

      869,0

      867,25

      1,75


       

      На Нарыкско6Осташкинской площади газоносные угольные пласты также залегают с глубины 300 м. Продуктивный интервал включает угольные пласты со 103 по 40.


       

  3. Способы бурения скважин для добычи метана из угольных пластов


     

    При бурении скважин для добычи метана из угольных пластов Кузбасса рекомендует-ся применять роторный или пневмоударный способ бурения скважин.

    1. Роторный способ бурения рекомендуется по следующим причинам:

      -наиболее распространен при бурении газовых скважин глубиной до 1000 м;

      -позволяет использовать практически любые типы промывочной жидкости, что осо-бенно важно при изменении режимов бурения и типов применяемых долот;

      -технико6технологические решения роторного способа бурения глубоко изучены и повсеместно применяются.

    2. Пневмоударный способ бурения рекомендуется по следующим причинам:

-широко распространен за рубежом при бурении скважин для добычи метана из уголь-ных пластов;

-механическая скорость бурения составляет 25–90 м/ч, в зависимости от горно6геоло-гических условий;

-по совокупности своих технических и технологических возможностей наиболее полно отвечает условиям качественного вскрытия угольных пластов;

-не требует обвязки циркуляционной системы и применения буровых растворов; -выгоден по эргономичности применяемого оборудования;

-экономически более выгодный по сравнению с роторным способом бурения.


 

  1. Рекомендации по бурению скважин для добычи метана из угольных пластов роторным способом


     

    1. Технические средства

      При бурении и заканчивании скважин для добычи метана из угольных пластов роторным способом применяются следующие технические средства и материалы:

      -мобильные буровые установки типа АРБ6100, МБУ6125 либо аналоги отечественного или импортного производства;

      -насосные установки типа НБТ6235, НБТ6600 либо аналоги отечественного или импортного производства;

      -противовыбросовое оборудование типа ОП4 по ГОСТ 13862690; -бурильные трубы по ГОСТ Р 50278692;

      -утяжеленные бурильные трубы по ГОСТ 631675; -обсадные трубы по ГОСТ 632680.

      При освоении скважин для добычи метана из угольных пластов применяются следую-щие технические средства и материалы:

      -насосно6компрессорные трубы по ГОСТ 633680, ГОСТ Р 52203;

      -фонтанная арматура по ТУ 266166152683.


       

    2. Рекомендованная конструкция скважины для добычи метана из угольных пластов

      1. Для горно6геологических условий Талдинской и Нарыкско6Осташкинской пло-щадей в качестве типовой может быть рекомендована следующая конструкция скважины (глубиной до 1000 м):

        -направление диаметром 324 мм – 50 м;

        -кондуктор диаметром 245 мм – 150 м;

        -эксплуатационная колонна диаметром 168 мм – до проектной глубины (550–1000 м).

      2. Для скважин по добыче метана из угольных пластов рекомендуется применять под направление обсадные трубы с резьбой ОТТМ, под кондуктор и эксплуатационную колонну – обсадные трубы с герметичной резьбой ОТТГ. Толщина стенок и марка стали применяемых обсадных труб должны быть рассчитаны в соответствии с Инструкцией по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин [7].

    3. Рекомендуемые типоразмеры долот

      При бурении скважин для добычи метана на Талдинской и Нарыкско6Осташкинской площадях в интервале 0–50 м необходимо применять шарошечные долота типа М или МС.

      При бурении под кондуктор и эксплуатационную колонну – применять шарошечные долота с фрезерованным вооружением типа МС и С, а также с вооружением для абразивных пород типа МСЗ и СЗ, имеющим более крупные зубцы.

      Рекомендованные типоразмеры долот в интервале:

      -0–50 м – 393,7 М6ЦГВУ6R167 или 393,7 МС6ЦГВУ6R174;

      -50–150 м – 295,3 МСЗ6ГАУ6R35 или 295,3 С6ГН6R103;

      -150 м – и до проектной глубины – 215,9 СЗ6ГАУ6R92 или 215,9 С6ГНУ-R55.

      Срок работы долот с герметизированными опорами 215,9 МС6ГАУ6R92 и 215,9 С6ГНУ-R55 рекомендуется в пределах 150–200 ч.

    4. Параметры режимов бурения

      Таблица 2 – Рекомендуемые режимы бурения


       


       

      Наименование обсадной колонны


       

      Диаметр долота, мм

      Параметры режима бурения


       

      нагрузка на долото, т


       

      частота вращения ротора, об/мин

      расход

      промывочной жидкости, л/с

      Направление диамером 324 мм

      393,7

      2–6

      (с навеса)

      60–100

      35–45

      Кондуктор диамером 245 мм

      295,3

      12–14

      60–100

      30–40

      Эксплуатационная колонна диамером 168 мм

      215,9

      11–16

      60–100

      16–27


       

    5. Рекомендуемые компоновки низа бурильной колонны

      Для бурения скважин по добыче метана рекомендуется использование жесткой КНБК с целью предотвращения искривления.

      Расчет КНБК производится в соответствии с Инструкцией по расчету бурильных колонн [3].

    6. Тампонажные материалы, буферные и продавочные жидкости

      1. Тампонажные материалы

        Для обеспечения необходимого качества крепления скважин для добычи метана цементирование всех обсадных колонн должно быть проведено сульфатостойким цементом класса G (ПЦТ I6G6СС62).

        Допускается применение других бездобавочных цементов по ГОСТ 1581696, помимо цемента класса G.

        Цементный камень в интервале межколонного пространства должен быть расширяю-щимся (0,2–0,5 %), допускается применение безусадочного.

        Для предупреждения разрушения цементного камня за обсадной колонной при буре-нии под следующую колонну и уменьшения вероятности возникновения межколонных давлений в последние 3–5 м3 тампонажного раствора необходимо добавлять 1–3 % фиброво-локна.

        В случае возникновения опасности поглощения допускается применение облегченно-го цемента. Плотность применяемого цемента должна быть не менее 1500 кг/м3 и соответ-ствовать требованиям ГОСТ 1581696.

      2. Буферные жидкости

        Основной функцией буферной жидкости является разделение бурового и цементного растворов, объем буферной жидкости выбирается из условия обеспечения ее столба в затруб-ном пространстве не менее 200 м.

        При цементировании кондуктора и эксплуатационной колонны рекомендуется исполь-зование в качестве буферной жидкости цементо6водной суспензии плотностью 1300 кг/м3.

      3. Продавочные жидкости

Для продавки цементного раствора рекомендуется применение технической воды.

Использование технической воды упростит процесс опрессовки обсадных колонн.


 

    1. Подготовка ствола скважины к спуску обсадных колонн

      Необходимо применение специальных компоновок, включающих УБТ, калибраторы и центрирующие элементы, для подготовки ствола скважины к цементированию.

      Необходимо обеспечить:

      -шаблонировку ствола скважины,

      -устранение уступов и резких перегибов ствола, -проходимость обсадной колонны.

      Расход жидкости рекомендуется до 25 л/с – из условия недопущения размыва стенок скважины.

    2. Спуск обсадных колонн

      1. При спуске обсадных колонн необходимо осуществлять контроль момента свин-чивания труб.

      2. Скорость спуска обсадной колонны не должна превышать допустимой величины, при которой гидродинамические нагрузки на пласты в открытом стволе скважины могут при-вести к возникновению поглощений и изменению их коллекторских свойств.

      3. При достижении проектного забоя рекомендуется промыть скважину в течение двух циклов до стабилизации параметров раствора, требуемых ГТН, с работой всех ступеней очистки раствора и с производительностью согласно плану работ.

    1. Рекомендации по цементированию обсадных колонн

      1. Направление, кондуктор и эксплуатационная колонна скважины для добычи метана из угольных пластов цементируются до устья.

      2. Перед спуском обсадной колонны ствол скважины должен быть тщательно про-работан, промыт и прошаблонирован.

      3. Рекомендуется применение нижней цементировочной пробки для наиболее надежного разделения потоков бурового и тампонажного растворов при их движении внутри обсадной колонны.

    1. Обвязка устья скважины

      Скважина должна быть оборудована колонной головкой типа ОКК616216168х245 или другой, рассчитанной на давление не ниже 14,0 МПа и диаметры колонн 168,3 и 244,5 мм. Противовыбросовое оборудование устанавливается на кондукторе и используется при буре-нии интервала 150–1000 м.

      При освоении и исследовании скважины по добыче метана из угольных пластов на верхнем фланце колонной головки рекомендуется предусмотреть установку устьевого обору-дования типа АФК3-65х21 (ОУЭМС665х216Ш ХЛ) либо аналог отечественного или импорт-ного производства.

    2. Испытание обсадных колонн на герметичность

      Процесс опрессовки обсадных колонн регламентируется Инструкцией по испытанию обсадных колонн на герметичность [4], согласно которой колонны после ОЗЦ испытывают-ся жидкостью давлением, на 10 % превышающем устьевое давление при заполнении скважи-ны пластовым флюидом (водой, газом), или максимальным устьевым давлением при водога-зопроявлениях.

      При отсутствии на устье скважины избыточного давления колонны испытываются на герметичность снижением уровня.

      Направление диаметром 324 мм, спускаемое на глубину 50 м, испытанию на герметич-ность не подлежит.

      Спускаемый на глубину 150 м кондуктор диаметром 245 мм должен испытываться на герметичность путем создания внутреннего избыточного давления величиной 9,0 МПа. Про-ведение опрессовки цементного кольца за кондуктором диаметром 245 мм не предусматрива-ется из6за отсутствия избыточного давления на устье.

      Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм должна испытываться на герметичность двумя способами:

      -путем создания внутреннего избыточного давления величиной не менее 11,5 МПа;

      -путем снижения уровня жидкости в обсадной колонне до нижней отметки интервала, намеченного к перфорации.

      Испытание обсадной колонны путем снижения в ней уровня жидкости в полной мере соответствует требованиям п. 2.7.5.2 ПБ 086624603 [1].

    3. Контроль качества крепления скважины

Контроль качества цементирования обсадных колонн следует производить с использо-ванием стандартного комплекса промыслово6геологических исследований: через 3-ч ОЗЦ – для кондуктора (направления) и через 48 ч – для эксплуатационной колонны.

Перечень обязательных показателей, определяемых при проведении промыслово6гео-физических исследований и характеризующих качество выполнения работ по цементирова-нию обсадных колонн, должен соответствовать требованиям РД 153639.06069601 [5].

Показатель заполнения затрубного и межтрубного пространств тампонажными растворами в интервале перекрытия эксплуатационной колонной продуктивных пластов дол-жен быть не менее 90% [6].


 

  1. Рекомендации по бурению скважин для добычи метана из угольных пластов пневмоударным способом


     

    1. Технические средства

      При бурении и заканчивании скважин для добычи метана из угольных пластов приме-няются следующие технические средства и материалы:

      -мобильные буровые установки, оснащенные верхним силовым приводом, типа RD 20/III, T130XD либо аналоги отечественного или импортного производства;

      -компрессорные установки типа XRVS, Ingersoll Rand либо аналоги отечественного или импортного производства;

      -противовыбросовое оборудование типа ОП4 по ГОСТ 13862690; -обсадные трубы по ГОСТ 632680.

      При освоении скважин по добыче метана из угольных пластов применяются следую-щие технические средства и материалы:

      -насосно6компрессорные трубы по ГОСТ 633680, ГОСТ Р 52203;

      -фонтанная арматура по ТУ 266166152683.


       

    2. Рекомендованная конструкция скважины для добычи метана из угольных пластов

      1. Для горно6геологических условий Талдинской и Нарыкско6Осташкинской пло-щадей в качестве типовой может быть рекомендована следующая конструкция скважины (глубиной до 1000 м):

        -кондуктор диаметром 245 мм – 150 м;

        -эксплуатационная колонна диаметром 168 мм – до проектной глубины (550–1000 м).

      2. Для скважин по добыче метана из угольных пластов рекомендуется применять под кондуктор и эксплуатационную колонну обсадные трубы с герметичной резьбой ОТТГ. Тол-щина стенок и марка стали применяемых обсадных труб должны быть рассчитаны в соответ-ствии с Инструкцией по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин [7].

    1. Рекомендуемые типоразмеры долот

      Для бурения скважин по добыче метана на Талдинской и Нарыкско6Осташкинской площадях в интервале 0–1000 м рекомендуется применять пневмоударные долота с вогнутым основанием, армированные сферическими резцами:

      -в интервале 0–150 м – Drill Bit Concave – 311,2 мм;

      -в интервале 150 – проектная глубина – Drill Bit Concave – 222,3 мм.


       

    2. Параметры режимов бурения

      Таблица 3 – Рекомендуемые режимы бурения


       


       

      Наименование обсадной колонны


       

      Диаметр долота, мм

      Параметры режима бурения

      нагрузка на долото, т

      частота вращения верхнего привода, об/мин

      расход продувочного агента, м3/мин

      Кондуктор диаметром 245 мм

      311,2

      2–4

      30–60

      70–100

      Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм

      222,3

      1–3

      35–55

      30–45

    3. Рекомендуемая компоновка низа бурильной колонны

      Для бурения скважин рекомендуется использование специальной компоновки буриль-ной колонны, позволяющей поддерживать вертикальность ствола скважины. За счет ударно-вращательного разрушения горных пород (ударные нагрузки – пневмоударник, вращение – верхний силовой привод) ствол скважины не склонен к искривлению, однако, учитывая гео-логические особенности Талдинской площади, в компоновку рекомендуется включение от 1 до 4 стабилизаторов, непосредственно над пневмоударником и далее каждые 10–15 м. В колонну бурильных труб каждые 1306150 м должны быть включены обратные клапаны.

      Компоновка является аналогом жесткой КНБК и состоит из следующих основных элементов (снизу вверх): пневмоударное долото, пневмоударник, стабилизаторы.

    4. Тампонажные материалы, буферные и продавочные жидкости

      1. Тампонажные материалы

        Для обеспечения необходимого качества крепления проектируемых скважин цемен-тирование всех обсадных колонн должно быть проведено сульфатостойким цементом класса G (ПЦТ I6G6СС62).

        Допускается применение других бездобавочных цементов по ГОСТ 1581696, помимо цемента класса G.

        Цементный камень в интервале межколонного пространства должен быть расширяю-щимся (0,2–0,5 %), допускается применение безусадочного.

        Для предупреждения разрушения цементного камня за обсадной колонной при буре-нии под следующую колонну и уменьшения вероятности возникновения межколонных давлений в последние 3–5 м3 тампонажного раствора нужно добавлять 1–3 % фиброволокна.

        В случае возникновения опасности поглощения допускается применение облегченно-го цемента. Плотность применяемого цемента должна быть не менее 1500 кг/м3 и соответ-ствовать требованиям ГОСТ 1581696.

      2. Буферные жидкости

        Буферная жидкость при пневмоударном способе выполняет функцию разделения тех-нической воды (скважина заполняется технической водой после окончания процесса буре-ния) от цементного раствора, объем буферной жидкости выбирается из условия обеспечения ее столба в затрубном пространстве не менее 200 м.

        Буферная жидкость необходима для подготовки ствола скважины к цементированию.

        При цементировании кондуктора и эксплуатационной колонны рекомендуется использование в качестве буферной жидкости цементо6водной суспензии плотностью 1300 кг/м3.

      3. Продавочные жидкости

Для продавки цементного раствора рекомендуется применение технической воды.

Использование технической воды упростит процесс опрессовки обсадных колонн.


 

    1. Подготовка ствола скважины к спуску обсадных колонн

      1. После окончания процесса бурения скважина заполняется водой.

      2. Шаблонирование ствола скважины не проводится.


 

    1. Спуск обсадных колонн

      1. При спуске обсадных колонн необходимо осуществлять контроль момента свин-чивания труб.

      2. Скорость спуска обсадной колонны не должна превышать допустимой величины, при которой гидродинамические нагрузки на пласты в открытом стволе скважины могут при-вести к возникновению поглощений и изменению их коллекторских свойств.

      3. При появлении посадок спуск колонны осуществлять с проворотом колонны, используя верхний привод.

    1. Рекомендации по цементированию обсадных колонн

      1. Кондуктор и эксплуатационная колонна скважины для добычи метана из уголь-ных пластов цементируются до устья.

      2. Рекомендуется применение нижней цементировочной пробки для наиболее надежного разделения потоков воды и тампонажного раствора при их движении внутри обсадной колонны.

    1. Обвязка устья скважины

      Скважина должна быть оборудована колонной головкой типа ОКК616216168х245 или ана-логичной, рассчитанной на давление не ниже 14,0 МПа и диаметры колонн 168,3 и 244,5 мм. Противовыбросовое оборудование устанавливается на кондукторе и используется при буре-нии интервала 150–1000 м.

      При освоении и исследовании скважины для добычи метана из угольных пластов на верхнем фланце колонной головки рекомендуется предусмотреть установку устьевого обору-дования типа АФК3-65х21 (ОУЭМС665х216Ш ХЛ) либо аналог отечественного или импортного производства.

    2. Испытание обсадных колонн на герметичность

      Процесс опрессовки обсадных колонн регламентируется Инструкцией по испытанию обсадных колонн на герметичность [4], согласно которой колонны после ОЗЦ испытывают-ся жидкостью давлением, на 10 % превышающем устьевое давление при заполнении скважины

      пластовым флюидом (водой, газом), или максимальным устьевым давлением при водогазо-проявлениях.

      При отсутствии на устье скважины избыточного давления колонны испытываются на герметичность снижением уровня.

      Спускаемый на глубину 150 м кондуктор диаметром 245 мм должен испытываться на герметичность путем создания внутреннего избыточного давления величиной 9,0 МПа.

      Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм должна испытываться на герметичность двумя способами:

      -путем создания внутреннего избыточного давления величиной не менее 11,5 МПа;

      -путем снижения уровня жидкости в обсадной колонне до нижней отметки интервала, намеченного к перфорации.

    3. Контроль качества крепления скважины

Контроль качества цементирования обсадных колонн следует производить с использо-ванием стандартного комплекса промыслово6геологических исследований: через 3-ч ОЗЦ – для кондуктора и через 48 ч – для эксплуатационной колонны.

Перечень обязательных показателей, определяемых при проведении промыслово6гео-физических исследований и характеризующих качество выполнения работ по цементирова-нию обсадных колонн, должен соответствовать требованиям РД 153639.06069601 [5].

Показатель заполнения затрубного и межтрубного пространств тампонажными растворами в интервале перекрытия эксплуатационной колонной продуктивных пластов дол-жен быть не менее 90 % [6].

Библиография


 

  1. Правила безопасности Госгортехнадзора России ПБ 086624603

    Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности

  2. Руководящий документ Госгортехнадзора России РД 08662560

    Инструкция по безопасности производства работ при восстановлении бездействующих нефтегазовых скважин методом строительства дополнительного наклонно направленного или горизонтального ствола скважины


     

  3. Инструкция по расчету бурильных колонн согласована Федеральным горным и про-мышленным надзором России письмом от 11.06.97 № 1013/298. – М., 1998. – Взамен РД 39601470146502685


     

  4. Инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичность (утверждена ВНИИ-Крнефть, 1999 г.)


     

  5. Руководящий документ. Управление геолого6разведочных

    и геофизических работ Минэнерго России

    РД 153639.06069601

    Техническая инструкция по проведению геолого6технологических исследований нефтя-ных и газовых скважин


     

  6. Стандарт отрасли ОАО «Газпром»

    СТО Газпром 263,2614462007

    Эксплуатационная газовая скважина. Техниче-ские требования и решения


     

  7. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин утверждена Федеральным горным и промышленным надзором России письмом от 12.03.97

№ 10613/127. – М., 1998 г.


 


 

image


 

ОКС 75.020


 

Ключевые слова: рекомендации, скважина, строительство, угольные пласты


 


 

image


 

Корректура А.В. Казаковой

Компьютерная верстка А.И. Шалобановой


 

image

Подписано в печать 11.11.2009 г.

image

Формат 60х84/8. Гарнитура «Ньютон». Тираж 63 экз. Уч.6изд. л. 2,0. Заказ 984.

ООО «Газпром экспо» 117630, Москва, ул. Обручева, д. 27, корп. 2. Тел.: (495) 719664675, (499) 580647642.