Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин рд 39-00147001-767-2000
|
Скачать 2.94 Mb.
|
|
При спуске секционных и потайных колонн 10.17. При подъеме инструмента после последнего долбления бурильные трубы, предназначенные для спуска секции или потайной колонны, необходимо: - подвергнуть контрольному замеру; - испытать внутренним давлением на полуторакратную величину относительно ожидаемого максимального давления при цементировании; - подвергнуть дефектоскопии; - прошаблонировать пропуском жесткого шаблона; - проверить внешним осмотром состояние резьб и упорных торцов разъемных замковых соединений и внешним осмотром - неразъемные соединения; - заменить дефектные трубы на равные им по прочности. 10.18. Для спуска нижних секций и потайных колонн ствол скважины подготавливается с выполнением всех требований по п.п. 10.1-10.15. 10.19. После подъема бурильных труб, на которых спущена нижняя (промежуточная) секция колонны, необходимо: 10.19.1. Произвести контрольный спуск КНБК в открытый ствол с проработкой по п.п. 10.8 и 10.11 до "головы" секции. В зависимости от профиля и состояния ствола скважины от устья до "головы" спущенной секции жесткость КНБК может быть уменьшена по сравнению с последней компоновкой. 10.19.2. В случае нахождения «головы» секции в обсаженном стволе скважины необходимо осуществлять контрольный спуск бурильных труб с КНБК, компонуемой по усмотрению бурового предприятия. 10.20. Разгрузка КНБК на "голову" секции не допускается, если это не предусмотрено конструкцией устройства для спуска и стыковки секций с применением специальной контрольной компоновки. 10.21. При нахождении КНБК непосредственно над секцией необходимо промыть скважину с очисткой и обработкой всего объема бурового раствора и приведением его параметров в соответствие с ГТН. Поднять КНБК для спуска секции колонны. 11. СПУСК ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ Общие положения 11.1. Спуск обсадной колонны должен осуществляться в соответствии с Планом работ на крепление скважины (прил. 5), составленным на основании рабочего проекта на строительство скважины с учетом фактических геолого-технических условий. 11.2. Работы по спуску обсадной колонны должны производиться под руководством ответственного лица бурового предприятия - начальника буровой (бурового мастера), технолога или главного инженера, назначаемого в зависимости от сложности работ, с участием представителя Заказчика. 11.3. Разрешение на спуск обсадной колонны дает руководитель бурового предприятия или замещающее его лицо на основании информации ответственного лица о готовности буровой установки, ствола скважины, обсадных труб, технологической оснастки, материалов и других в соответствии с Планом работ. 11.4. Необоснованные отклонения от Плана работ не допускаются. 11.5. В случае осложнений в процессе спуска обсадной колонны: 11.5.1. Ответственный представитель должен предпринять первостепенные меры по ликвидации и предупреждению развития осложнения и согласовать свои дальнейшие действия с руководством бурового предприятия. 11.5.2. Вынужденное решение об изменении компоновки, оснастки, глубины спуска и интервала цементирования обсадной колонны принимается совместно Подрядчиком и Заказчиком и согласуется с Проектировщиком. Спуск обсадной колонны в один прием (базовый вариант) 11.6. Спуск колонны должен осуществляться, как правило, с применением клиновых захватов или спайдеров, в том числе спайдера-элеватора на крюке талевой системы. Допускается применение элеваторов в начале спуска и до достижения массы колонны (с учетом облегчения ее в буровом растворе), соответствующей коэффициенту запаса прочности на страгивание (растяжение) верхних резьбовых соединений не менее 1,5 для труб диаметром до 245 мм и не менее 1,75 для труб большего диаметра. 11.7. Требования к смазке (уплотнительному составу) для резьбовых соединений. 11.7.1. Уплотнительный состав для всех резьбовых соединений (кроме по п. 11.7.3) обсадных труб, а также элементов технологической оснастки обсадной колонны, входящих в ее компоновку, должен быть одинаковым для всех соединений. Тип уплотнительного состава выбирается по прил. 14. 11.7.2. Для смазки резьб извлекаемых из скважины элементов оснастки необходимо использовать неклеевые и неотверждающиеся (неполимеризующиеся) составы, как правило, состав Р-416. 11.7.3. Герметизирующий состав с резьб, нанесенный заводом-изготовителем или фирмой-поставщиком и защищенный исправным предохранителем, не допускается снимать и заменять другим. 11.7.4. Подготовку резьб, приготовление двухкомпонентных составов на буровой, нанесение состава на резьбы необходимо осуществлять в соответствии с инструкциями по их применению. В любом случае до смазки резьба должна быть очищена неметаллической щеткой или другим приспособлением, обезжирена и протерта насухо с принятием мер по предотвращению загрязнения и попадания влаги перед смазкой и свинчиванием. 11.8. Для свинчивания и закрепления резьбовых соединений необходимо использовать специальные автоматические ключи, как правило, с гидравлическим приводом, оборудованные моментомером с показывающим и записывающим устройствами. Допущение. Допускается закрепление машинными ключами резьбовых соединений труб кондукторов и промежуточных колонн, после которых не ожидается вскрытие газовых и газоконденсатных пластов, а также нефтяных пластов с АВПД. 11.9. Степень закрепления резьбовых соединений необходимо контролировать по заходу ниппеля в муфту трубы и величине крутящего момента в соответствии с ТУ и инструкциями по эксплуатации каждого типоразмера труб и резьб, рекомендациями фирм-поставщиков и с учетом влияния типа герметизирующего состава (прил. 14). 11.9.1. В табл. 6 для примера приведены крутящие моменты свинчивания резьбовых соединений труб ГОСТ 632-80 и несамоотверждающихся смазок, в табл. 7 - труб стандарта АНИ (бюллетень 5А2 АНИ), кН·м. Таблица 6
Примечания: Условия нормального закрепления резьб: - заход ниппеля в муфту для треугольной резьбы должен быть 1 нитка нарезки; - для ОТТМ торец муфты должен совпадать с концом сбега резьбы ниппеля или расстояние между торцом муфты и концом сбега должно быть не менее 5 мм для труб диаметром до 194 мм и 6 мм для труб большего диаметра; - для ОТТГ и ТБО торец муфты должен совпадать с концом сбега резьбы на ниппеле или не доходить не более 2 мм; - для ОГ1м упорные торцы ниппеля и муфты должны сходиться; - моменты свинчивания должны корректироваться для других уплотнительных составов (прил. 14); - в контракте (договоре) на поставку труб со специальными резьбовыми соединениями рекомендуется включать требование нанесения меток для визуального контроля степени закрепления резьб. 11.9.2. Для других типоразмеров резьбовых соединений, в том числе при наличии рекомендаций по контролю свинчивания впервые применяемых в данном предприятии труб, необходимо заблаговременно производить пробные свинчивания труб с использованием необходимого уплотнительного состава. 11.9.3. "Усиление" резьбовых соединений при ненормальном свинчивании труб любой марки стали и любым способом запрещается. Таблица 7
Примечания: - для труб диаметром 114 мм из сталей с низкими механическими свойствами крутящий момент может быть меньше 1,50 кН·м, из сталей высокопрочных - может превышать 2,20 кН·м. - заход ниппеля в муфту трубы с резьбой закругленного профиля должен быть ±2 нитки нарезки в диапазоне указанных моментов закрепления. 11.9.4. При ненормальном свинчивании трубу следует отсоединить и забраковать. 11.9.5. Для дальнейшего спуска резьбу муфты трубы, из которой вывернута забракованная труба, необходимо проверить внешним осмотром и гладким калибром. В случае необходимости отвинчивания второй трубы и неудовлетворительного состояния муфты предшествующей трубы решение о целесообразности дальнейшего спуска колонны принимается совместно Подрядчиком и Заказчиком в зависимости от массы спущенной колонны, коэффициента запаса прочности на страгивание (растяжение) резьбовых соединений и назначения обсадной колонны. 11.10. Перед подачей на мостки буровой предохранительные кольца на ниппелях труб должны быть ослаблены для легкого отвинчивания "от руки", а предохранительные ниппели из муфт полностью вывернуты. 11.11. На муфту затаскиваемой к ротору трубы должен одеваться легкий безрезьбовый колпак. 11.12. После снятия защитного колпака у ротора в каждую трубу необходимо ввести шаблон плавающего типа с захватом для ловителя. Размеры шаблонов должны выбираться по табл. 3. В каждой вахте должно быть назначено ответственное лицо по шаблонированию труб. 11.13. До подачи на мостки буровой к ротору длина каждой трубы и встраиваемых в колонну элементов технологической оснастки должны быть подвергнуты контрольному измерению стальной рулеткой. В процессе спуска специальным лицом, как правило представителем геологической службы бурового предприятия, должна постоянно фиксироваться мера спущенной колонны по форме, приведенной в прил. 18. 11.14. Башмак обсадной колонны должен навинчиваться "на весу" после затаскивания обсадной трубы и закрепляться на роторе. 11.15. Центраторы, турбулизаторы и скребки необходимо одевать и закреплять на трубах на мостках буровой перед затаскиванием труб. 11.16. Спуск обсадной колонны необходимо осуществлять со скоростью, рассчитанной поинтервально в соответствии с прил. 15. Движение колонны на длине каждой трубы должно осуществляться по тахограмме типа "трапеция" с плавным набором скорости до максимальной и плавной посадкой на ротор. При большой массе колонны дополнительно к гидравлическому или другого типа тормозу необходимо использовать рекуперативный режим работы электродвигателей или обратный ход коробки перемены передач дизельного привода лебедки. 11.17. При спуске колонны не допускать посадки по отношению к разгрузке ее за счет трения при движении по стволу скважины для труб диаметром до 245-273 мм более 3-5 тс и для большего диаметра 5-6 тс. Величины допустимых посадок могут уточняться в Плане работ с учетом опыта в данном районе. При возникновении посадок необходимо: - восстановить циркуляцию; - произвести расхаживание колонны с промывкой. В случае непроходимости колонны после остановки циркуляции возобновить последнюю; руководитель работ согласует дальнейшие действия с руководством бурового предприятия. 11.18. При проектировании скважин с горизонтальным (псевдогоризонтальным) окончанием ствола большой протяженности по согласованному решению Подрядчика, Заказчика и Проектировщика может предусматриваться применение специального оборудования для принудительного продвижения колонны по стволу скважины. Для таких случаев выполнение п. 11.17 также обязательно. 11.19. Необходимо вести постоянный контроль за заполнением колонны и вытеснением бурового раствора из скважины. 11.19.1. Контроль за установившимся режимом заполнения колонны осуществляется по расчетным величинам нарастания веса на крюке и объему вытесняемого раствора, измеряемому в изолированной тарированной приемной емкости буровых насосов. 11.19.2. При уменьшении темпа нарастания веса колонны и увеличении объема вытесняемого раствора сверх расчетного необходимо восстановить циркуляцию в скважине, предварительно заполнив колонну буровым раствором с замером объема. Если причиной осложнения является закупорка обратного клапана или башмака колонны, промыть скважину. 11.19.3. При нормальном весе колонны и уменьшении объема вытесняемого раствора восстановить циркуляцию с целью установления факта поглощения бурового раствора и при его наличии согласовать дальнейшие действия с руководством бурового предприятия. 11.20. Особое внимание уделять характеру вытеснения бурового раствора при вскрытых газовых и газоконденсатных горизонтах независимо от наличия АВПД, а также водоносных и нефтяных горизонтах с АВПД. 11.20.1. При обнаружении увеличения объема вытесняемого раствора сверх расчетного (с учетом разницы вытесненного из скважины и долитого в колонну) не допускать приток более 25 % установленного допустимого объема (но не больше 1 м3) для промежуточных положений колонны и более 50% (но не больше 1,5 м3) в призабойной зоне. В противном случае спуск колонны следует приостановить. Примечание. Величина допустимого притока устанавливается действующими инструкциями по предупреждению и ликвидации газонефтеводопроявлений (ГНВП) и указывается в Плане работ. 11.20.2. При обнаружении движения бурового раствора из скважины в процессе навинчивания очередной трубы или любой остановке дальнейший спуск колонны следует приостановить независимо от объема притока. Следует иметь в виду, что после спуска каждой трубы может иметь место запаздывание выхода раствора из скважины или прекращения выхода, не являющееся причиной поглощения раствора или поступления флюида в скважину. Такая закономерность должна устанавливаться при СПО в процессе углубления скважины. 11.20.3. О возникновении осложнения по п.п. 11.20.1 и 11.20.2 руководитель работ сообщает руководству бурового предприятия и согласует с ним дальнейшие действия. При этом незамедлительно необходимо: - подать сигнал "выброс"; - установить на верхнюю трубу открытый шаровой кран; - закрыть шаровой кран и герметизировать затрубное пространство ПУГом; - при отсутствии ПУГа и при малом весе обсадной колонны присоединить к верхней трубе специальную "аварийную" бурильную трубу с открытым шаровым краном и закрыть кран и верхний плашечный превентор; - присоединить рабочую трубу, закрыть ДЗУ, открыть шаровой кран, вести наблюдение за давлением в затрубном и трубном пространстве и расхаживать колонну. Дальнейшие работы по ликвидации ГНВП должны проводиться в соответствии с действующими инструкциями по согласованию с руководством бурового предприятия и, при необходимости, с противофонтанной службой. 11.21. В случае перелива бурового раствора из колонны ("сифон") необходимо промыть скважину до стабилизации давления; при необходимости закачать в колонну порцию бурового раствора повышенной плотности. 11.22. В процессе спуска колонны необходимо осуществлять промежуточные промывки, в том числе до выхода в открытый ствол из промежуточной (потайной) колонны. Глубины промывок устанавливаются по опыту бурения скважин в данном районе или аналогичных условиях и корректируются в процессе спуска колонны в зависимости от характера вытеснения и состояния бурового раствора. 11.23. После окончания допуска колонны до проектной глубины следует промыть скважину в течение 1,5-2-х циклов циркуляции. 11.24. В процессе любых промывок скважины необходимо: - контролировать состояние бурового раствора с обработкой в случае необходимости и поддержанием параметров в соответствии с ГТН; - контролировать характер циркуляции с целью своевременного обнаружения поглощений или флюидопроявлений; - контролировать наличие в буровом растворе пластовой воды, нефти или газа, в том числе с помощью газоанализатора; - вести тщательную очистку бурового раствора. 11.25. При промывках скважины, технологических или вынужденных остановках и после окончания спуска обсадную колонну необходимо периодически расхаживать. 11.26. После окончания допуска колонны, в том числе оборудованной устройством для ступенчатого цементирования, до проектной глубины необходимо сбросить в обсадные трубы запорный шар обратного клапана (в случае установки двух клапанов - шар верхнего). Спуск колонны с заранее помещенным шаром или преждевременное сбрасывание его в трубы запрещается без крайней необходимости. При вынужденном спуске (допуске) колонны без самозаполнения необходимо осуществлять периодический долив колонны с обеспечением четырехкратного запаса прочности порциями бурового раствора V, м3, определяемыми из выражения  ,где d - внутренний диаметр доливаемых обсадных или бурильных труб, м; P - меньшая из двух величин - давление смятия обсадных труб или паспортный допустимый перепад давления на обратный клапан, МПа; - плотность бурового раствора, кг/м3; g - ускорение свободного падения, м/с2. Долив колонны осуществляется через L, м, спущенных труб  .11.27. Разгрузка обсадной колонны на забой скважины категорически запрещается. |
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Похожие:
 |
Курса Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. Методы увеличения производительности скважин. Исследования скважин. Сбор и подготовка нефти... |
|
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 |
|
Методические указания по выполнению внеаудиторных самостоятельных... И. В. Федоренко, преподаватель спецдисциплин огбпоу «Томский политехнический техникум» |