Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин рд 39-00147001-767-2000
|
Скачать 2.94 Mb.
|
|
Подготовка элементов технологической оснастки 8.21. Подготовка элементов технологической оснастки к использованию должна осуществляться в соответствии с указаниями (инструкциями) по их эксплуатации. Кроме того, необходимо руководствоваться следующими дополнительными указаниями: 8.21.1. Проверить комплектность каждого изделия и при необходимости доукомплектовать в соответствии с паспортом, сертификатом и др. 8.21.2. Работы по подготовке оснастки, в составе которой содержатся резинотехнические детали, следует проводить при положительной температуре окружающей среды. 8.21.3. Проверить соответствие присоединительных резьб оснастки резьбам оснащаемой обсадной колонны, провести их расконсервацию путем протирки ветошью, смоченной керосином или другим растворителем, после чего резьбу протереть насухо. Применение металлических щеток и других металлических приспособлений для очистки резьб не допускается. 8.21.4. Цементировочную головку, разъединитель и устройство для подвески обсадных колонн на цементном камне опрессовать водой внутренним давлением, превышающим в 1,5 раза ожидаемое на них давление при цементировании. 8.21.5. Разъединитель перед опрессовкой следует разобрать и проверить взаимодействие его составных частей без разрушения срезных шпилек подвесной пробки. Запрещается смазка резьбовых соединений твердеющими составами. После опрессовки цементировочной головки в нее следует зарядить верхнюю разделительную (продавочную) пробку до упора в стопор головки. 8.21.6. Опрессовать также на полуторакратное ожидаемое рабочее давление приспособление для расхаживания обсадных колонн и подводящие напорные линии к цементировочной головке. 8.21.7. Башмак колонный типа БКМ перед применением рекомендуется замочить в пресной воде на 3 дня для снижения хрупкости его бетонной насадки. При этом не допускается последующее замораживание насадки. 8.21.8. Клапаны обратные дроссельные типа ЦКОДМ следует перевести из транспортного положения в рабочее согласно указаниям, изложенным в паспорте. 8.21.9. Запорные шары клапанов обратных дроссельных типа ЦКОДМ, КОДГ и подобных конструкций должны храниться на буровой отдельно от клапанов до последней промывки скважины перед цементированием. 8.21.10. Клапаны обратные дроссельные типа ЦКОДМ, КОДГ и другие не допускается опрессовывать вне завода-изготовителя и применять после опрессовки. 8.21.11. Устройства ступенчатого цементирования типа МСЦ1, МСЦ2, МЦП, МСЦУ и УКСОЗ допускается опрессовывать пробным давлением на величину не более давления, ожидаемого в момент "стоп" на первой ступени. При выявлении течи через циркуляционные окна устройство подлежит выбраковке. 8.21.12. Перед спуском в проходное отверстие ротора с пакеров ПГПМ, ПГПМ1 и других необходимо снять защитный кожух. 8.21.13. Устройства ступенчатого цементирования категорически запрещается захватывать клиновыми захватами, ручными, машинными ключами и другими в месте на их корпусе, помеченном предупреждающей надписью "Ключами не брать". 8.21.14. Запрещается захват канатами, клиновыми захватами и ключами за защищенной кожухом уплотняющий элемент пакера. 8.21.15. Подвески секций и потайных колонн типа ЦСП и других дополнительно к п. 8.21.4 следует подготавливать к работе в соответствии с инструкцией по их эксплуатации. 8.21.16. Скребки корончатые типа СК, центраторы упругие типа ЦЦ, упруго-жесткие типа ЦЦ-2 и ЦЦ-4, а также жесткие центраторы-турбулизаторы типа ЦТГ после извлечения из тары, проверки их комплектности и расконсервации необходимо собрать и проверить на монтажеспособность на оправке, имитирующей обсадную трубу. 8.21.17. Справочные данные по технологической оснастке обсадных колонн представлены в прил. 12. 9. ЦЕМЕНТИРОВОЧНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ 9.1. В обязательный состав комплекта цементировочного оборудования для проведения операции цементирования скважин должны включаться: - насосные установки; - смесительные установки; - осреднительные установки; - блок манифольдов; - станция контроля процесса цементирования. 9.2. В зависимости от технологической схемы цементирования должны быть дополнительно предусмотрены: - емкости для накапливания технической воды, приготовления буферной жидкости и бурового раствора для продавливания тампонажного раствора с целью исключения дополнительных насосных установок для этой цели (напр., прил. 6, разд. 3 и 4); - силосы-накопители для тампонажных материалов (прил. 6, разд. 2); - компрессор для приготовления аэрированных тампонажных растворов (прил. 6). 9.3. Основные сведения по цементировочному оборудованию представлены в прил. 6. 9.4. Базовым вариантом организационно-технологической схемы процесса цементирования является схема, предусматривающая затворение тампонажного раствора стандартными гидровакуумными смесителями с подачей жидкости затворения насосами высокого давления из расчета: одна насосная установка на одну-две установки смесительные с обязательным использованием осреднительной (ых) установки (ок). 9.5. В зависимости от географических и климатических условий района работ рекомендуется применение цементировочного оборудования в следующих вариантах: - мобильное оборудование в обустроенных районах; - комплексы стационарного оборудования на кустовых и труднодоступных буровых; - оборудование в рамном исполнении для доставки вертолетами на отдаленные отдельные буровые. 9.6. Выбор типов и числа насосных установок для одноразовой операции или для комплектования стационарного комплекса цементировочного оборудования необходимо осуществлять по требующейся полезной гидравлической мощности (прил. 6) в соответствии с гидравлической программой цементирования (прил. 4). 9.7. Выбор числа мобильных смесительных установок необходимо осуществлять из расчета полной загрузки тампонажных материалов, требующихся на одну операцию по цементированию. Для стационарных комплексов с силосами-накопителями предусматривается непрерывная загрузка (дозагрузка) последних тампонажным материалом из контейнеров в процессе цементирования. 9.8. Перед доставкой цементировочной техники на буровую необходимо проверить комплектность и работоспособность всего оборудования, в том числе с учетом конкретных условий цементирования. 9.8.1. Насосные установки с поршневыми насосами необходимо оборудовать соответствующими цилиндровыми втулками и поршнями, проверить работоспособность при максимальной подаче с замером объема прокачиваемой жидкости через мерный бак установки. 9.8.2. В случае ремонта или замены деталей манифольдной обвязки насосных установок и блока манифольдов, но не реже одного месяца простоя, произвести их гидравлическое испытание водой в течение 3 мин на пробное давление, равное максимальному паспортному давлению, умноженному на коэффициент запаса прочности по табл. 4. 9.8.3. Мерные баки насосных установок, бункеры смесительных установок и цементовозов, осреднительные установки очистить от остатков ранее использованных жидкостей, материалов и посторонних предметов. Перед применением высокотемпературных материалов смесительные установки и цементовозы дополнительно промыть водой и высушить. Таблица 4
9.8.4. Цементировочную головку подвергнуть ревизии в соответствии с инструкцией по эксплуатации и подвергнуть гидравлическому испытанию на полуторакратное давление, ожидаемое при цементировании, а в случае замены запорных узлов или ремонта, - в соответствии с п. 9.8.2. Отдельно приготовить комплект цементировочных пробок. 9.8.5. Требования по п.п. 9.8.1-9.8.4 распространяются также на стационарное цементировочное оборудование. 9.8.6. Цементировочная техника и материалы для цементирования должны быть доставлены на буровую по заявке бурового предприятия в срок, устанавливаемый местными нормами. 9.8.7. Гидровакуумные смесители необходимо оборудовать насадками в соответствии с прил. 6. 10. ПОДГОТОВКА СТВОЛА СКВАЖИНЫ К СПУСКУ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ При способе спуска и цементировании обсадной колонны в один прием (базовый вариант) 10.1. Рабочим проектом на строительство скважины должны быть предусмотрены профиль и условия формирования ствола в процессе бурения под спуск обсадной колонны любого назначения и типоразмера труб (муфтовые и безмуфтовые), обеспечивающие беспрепятственный спуск колонны до проектной глубины. 10.2. Условие по п. 10.1 предусматривает: 10.2.1. Предупреждение образования уступов в стволе, снижающих эффективный (просветный) диаметр до минимально допустимого, в скважинах любого профиля. 10.2.2. Для наклоннонаправленных и скважин с горизонтальным окончанием ствола интенсивность искривления должна удовлетворять требованиям: - проходимости обсадной колонны с учетом ее жесткости на изгиб; - прочности колонны при изгибе. В табл. 5 представлены значения допустимой интенсивности искривления ствола скважины для муфтовых обсадных колонн с учетом зазоров между муфтами и стенкой скважины, указанных в табл. 1. Для других случаев необходимо выполнять расчеты по прил. 1. 10.3. Условия по п. 10.1 реализуются регламентированными геометрическими соотношениями диаметров породоразрушающего инструмента, активной (наддолотной) части УБТ и обсадной колонны, а также соотношением их жесткости (прил. 1). Таблица 5
10.4. Запрещается проводить геофизические исследования и подготовку ствола скважины к креплению при наличии газонефтеводопроявлений или поглощений бурового раствора до их ликвидации. 10.5. После завершения последнего долбления необходимо привести параметры бурового раствора в соответствие с ГТН, а также ввести предусмотренные смазывающие добавки, присадки и др. Выполнить комплекс геофизических исследований. 10.6. Работы по подготовке ствола скважины (шаблонирование ствола) в случае выполнения п. 10.3 включают в себя контрольный спуск КНБК, применявшейся при последних долблениях. 10.7. При невыполнении п. 10.3 вследствие технологических особенностей углубления скважины или других причин подготовка ствола должна осуществляться с применением ужесточенных КНБК за счет включения УБТ необходимых размеров или калибраторов (центраторов) (прил. 1). Примечание. В случае необходимости включения в КНБК более двух дополнительных калибраторов (центраторов) осуществляется последовательный спуск ужесточаемых КНБК. 10.8. Спуск КНБК по варианту п. 10.6 необходимо осуществлять со скоростью, как при последних СПО, не допуская посадок (в стволе скважины диаметром до 295,3 мм - более 3-5 тс, большего диаметра - 5-6 тс по отношению к разгрузке ее за счет трения при движении по стволу). 10.9. Спуск ужесточенной КНБК по варианту п. 10.7 необходимо осуществлять со скоростью на 20-25% меньшей, чем при СПО. 10.10. В процессе шаблонирования ствола скважины необходимо прорабатывать его в интервалах затяжек, имевших место при подъеме инструмента после последнего долбления (шаблонирования), в интервалах сужений и желобных выработок по данным каверно-профилемера, а также интервалов посадок КНБК. Проработку следует производить со скоростью, ограниченной указанными в п. 10.8 посадками до полной их ликвидации при спуске КНБК без промывки. 10.11. Спуск КНБК до и между интервалами проработок необходимо осуществлять с промежуточными промывками. 10.11.1. Глубины промывок устанавливаются по накопленному опыту в каждом районе или аналогичных условиях с учетом данных по углублению конкретной скважины. Как правило, первая промывка при подготовке скважины к спуску второй промежуточной, потайной и эксплуатационной колонны производится перед выходом в открытый ствол. 10.11.2. Восстановление циркуляции следует осуществлять плавно одним буровым насосом. С этой целью, особенно на буровых установках с электроприводом на переменном токе, необходимо монтировать на период бурения угловой пусковой дроссель (модификация НПО "Бурение"). 10.11.3. Продолжительность промывок определяется состоянием бурового раствора. Она должна быть не менее, чем требуется для выравнивания давления на насосах при производительности, равной производительности при бурении скважины. 10.12. Промывку в процессе проработок, промежуточных промывках и на забое необходимо осуществлять с очисткой бурового раствора. 10.13. По достижении забоя каждой КНБК скважину необходимо промыть в течение не менее 1,5 циклов циркуляции с обработкой бурового раствора, приведением его параметров в соответствие с ГТН и тщательной очисткой. 10.14. Если в процессе подготовки ствола скважины обнаружены газонефтеводопроявления или поглощения, ствол скважины должен быть подготовлен повторно после их полной ликвидации. При наличии затяжек в процессе подъема КНБК ствол скважины также должен быть подготовлен повторно той же КНБК. 10.15. Организация работ должна обеспечить максимальное сокращение времени от окончания промывки скважины до окончания подъема КНБК под спуск обсадной колонны. 10.16. При подготовке ствола скважины к спуску обсадной колонны с устройством ступенчатого цементирования должны выполняться все требования, изложенные в п.п. 10.1-10.15. Дополнительные требования не выдвигаются. |
Похожие:
 |
Курса Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. Методы увеличения производительности скважин. Исследования скважин. Сбор и подготовка нефти... |
 |
Дипломного проекта по дисциплине «Заканчивание скважин» «Бурение нефтяных и газовых скважин» очной, заочной и заочносокращенной форм обучения |
|
Методические рекомендации По организации внеаудиторной самостоятельной... «Информатика» разработаны в соответствии с Федеральными государственными образовательными стандартами среднего профессионального... |
|
Инструкция по заполнению формы федерального государственного статистического... Утвердить по согласованию с Минтопэнерго России прилагаемые инструкции по заполнению форм федерального государственного статистического... |
|
Инструкция по заполнению формы федерального государственного статистического... Утвердить по согласованию с Минтопэнерго России прилагаемые инструкции по заполнению форм федерального государственного статистического... |
|
Методическое указаниЕ «Нетрадиционные технологии ремонта скважин», часть 1 – Кислотная обработка скважин с помощью технологий гибких труб для студентов... |
|
Программа: Строительство нефтяных и газовых скважин в сложных горно-геологических... Программа: Строительство нефтяных и газовых скважин в сложных горно-геологических условиях |
|
1. Являются ли обязательными для исполнения "Правила безопасности... Б аттестация руководителей и специалистов организаций, осуществляющих разработку нефтяных и газовых месторождений |
|
Профессиональный стандарт Технологический контроль и управление процессом бурения нефтяных и газовых скважин |
|
Профессиональный стандарт Технологический контроль и управление процессом бурения нефтяных и газовых скважин |
|
Профессиональный стандарт Технологический контроль и управление процессом бурения нефтяных и газовых скважин |
|
Техническая инструкция по проведению геолого-технологических исследований... Разработан коллективом авторов в составе: Лукьянов Э. Е. Акимов Н. В., Антропов В. Ф., Кожевников С. В., Муравьев П. П., Нестерова... |
|
Программа «Строительство нефтяных и газовых скважин в сложных горно-геологических... Буровые предприятия России решают проблему улучшения технико-экономических показателей буровых работ за счет оптимизации технологии... |
|
«Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтепроявлениях... Учебный курс предназначен для обучения специалистов по теме «Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтепроявлениях с правом... |
|
Институт химии нефти Нетрол в качестве реагента для кислотных обработок призабойных зон нефтяных и газовых скважин |
|
Условия эффективной эксплуатации пхг при двухфазном режиме работы эксплуатационных скважин Специальность 25. 00. 17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений |