При обеспечении какими условиями могут быть начаты работы по освоению и испытанию скважин

Обновлено: 17.05.2024

2.8.8. Выбор наружного диаметра замковых соединений бурильной колонны, их конструкция производится с учетом проектной интенсивности искривления ствола с целью минимизации нагрузок на стенку скважины для предупреждения желообразования и снижения износа обсадных колонн. Возникновение нагрузок на стенки скважины выше предельных значений, установленных проектом, недопустимо.

2.9. Освоение и испытание законченных бурением скважин

- высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной и качество сформировавшейся крепи соответствуют требованиям настоящих Правил;

- эксплуатационная колонна прошаблонирована, опрессована совместно с колонной головкой и превенторной установкой (фонтанной арматурой), герметична при максимально ожидаемом давлении на устье скважины;

- устье с фонтанной арматурой или превенторной установкой и выкидные линии оборудованы и обвязаны в соответствии с утвержденной схемой;

В случае возможных отклонений по высоте подъема цемента от проекта работы по освоению и испытанию скважины проводятся после согласования с заказчиком, проектной организацией.

2.9.2. Устье скважины перед перфорацией эксплуатационной колонны должно быть оборудовано противовыбросовым оборудованием по утвержденной схеме, а скважина заполнена буровым раствором (жидкостью), соответствующей рабочему проекту.

В случае вскрытия перфорацией газовых, нефтяных и водоносных горизонтов с аномально высоким давлением противовыбросовое оборудование должно быть представлено превенторной установкой. В остальных случаях схема противовыбросового оборудования должна быть согласована с территориальными органами Госгортехнадзора России и противофонтанной службой.

Подготовительные работы перед спуском заряженного перфоратора в скважину осуществляются в соответствии с требованиями настоящих Правил.

Перфорация продуктивного пласта при сниженном уровне или в среде, отличающейся от установленных требований, производится по специальному плану, согласованному с заказчиком. Технология и порядок проведения таких работ устанавливается документацией, согласованной с территориальными органами Госгортехнадзора России.

2.9.3. Во время перфорации производителем работ должно быть установлено наблюдение за уровнем жидкости скважины. Его снижение не допускается.

2.9.4. Фонтанная арматура до установки на устье скважины должна быть опрессована на величину пробного давления, а после установки - на давление, равное давлению опрессовки эксплуатационной колонны.

термогидрогазодинамические исследования по определению количественной и качественной характеристики пласта и его геолого-физических параметров;

2.9.6. Устойчивость призабойной зоны пласта и сохранность цементного кольца обеспечиваются допустимой депрессией, величина которой устанавливается организацией по согласованию с заказчиком с учетом проектных решений и фактического состояния крепи.

- замены бурового раствора на раствор меньшей плотности, техническую воду или дегазированную нефть. При этом разница в плотностях последовательно заменяемых жидкостей не должна быть более 0,5-0,6 г/см3; при большей разнице плотностей должны быть ограничены темпы снижения противодавления на пласт;

Вызов притока путем снижения уровня в эксплуатационной колонне свабированием, использованием скважинных насосов, нагнетанием инертного газа или природного газа от соседней скважины производится в соответствии с документацией, разработанной организацией и согласованной с территориальными органами Госгортехнадзора России.

2.9.9. Глубинные измерения в скважинах с избыточным давлением на устье должны проводиться с применением лубрикатора, технические характеристики которого соответствуют условиям работы скважины. До установки лубрикатор должен быть опрессован на пробное давление, а после установки - на давление опрессовки колонны.

2.9.10. Для каждой скважины, подлежащей освоению, составляется план с учетом технологических регламентов на эти работы и назначением ответственных лиц за их выполнение.

2.9.11. Испытание скважин в процессе их бурения с помощью испытателей пластов осуществляется по плану работ, предусматривающему мероприятия по подготовке ствола скважины, обработке раствора противоприхватными добавками, величину депрессии на испытываемый горизонт, порядок подготовки бурильной колонны и проведения такой операции. План работ согласовывается с заказчиком, противофонтанной службой и геофизической организацией и утверждается техническим руководителем буровой организаций.

Испытание скважин с выводом флюида на поверхность при использовании испытателя пластов производится в соответствии с требованиями настоящих Правил безопасности.

2.9.12. О проведенных работах по освоению и испытанию скважин составляется суточный рапорт по установленной форме.

2.10. Дополнительные требования по строительству скважин в зонах многолетнемерзлых пород

2.10.1. Технология строительства скважин в зонах распространения многолетнемерзлых пород (ММП) должна определяться мерзлотными и климатическими условиями данного региона. Вводу месторождений в разработку должно предшествовать создание детальных мерзлотных карт, на которых отражены поверхностные условия всего разреза ММП. Территория месторождения разбивается на участки с однотипными параметрами ММП.

2.10.2. Размещение разведочных и эксплуатационных скважин должно осуществляться в основном на площадях с талыми и мерзлыми породами, не подверженных просадкам и деформациям, и базироваться на основе данных о мерзлотной обстановке, отраженной на региональных и детальных геокриологических картах данной площади, составленных по материалам исследований в режимных и мерзлотных скважинах, вскрывших весь интервал мерзлоты. Не допускается нарушение равновесного состояния тундры (поверхностного покрова, образование термокарстов, загрязнение окружающей среды).

2.10.3. Предотвращение растепления и усадки пород под буровым оборудованием должно обеспечиваться максимальным сохранением поверхностного покрова.

2.10.4. Конструкция скважин должна обеспечить надежную сохранность устья и околоствольного пространства в процессе всего цикла строительства и эксплуатации за счет применения соответствующих технических средств и технологических решений.

2.10.5. Бурение ствола под направление до глубины 20-30 м необходимо вести преимущественно с использованием воздуха с целью предупреждения кавернообразования и растепления пород. Сформированный ствол скважины следует закреплять направлением с цементным раствором соответствующего состава.

2.10.6. Кондуктор должен перекрывать толщу неустойчивых при протаивании пород - криолитозоны. Башмак необходимо располагать ниже этих пород (не менее чем на 50 м) в устойчивых отложениях.

2.10.7. Для бурения скважин в зоне распространения ММП в качестве промывочной жидкости запрещается использовать воду.

2.10.8. Для предупреждения кавернообразования в интервалах ММП в качестве промывочных агентов следует применять высоковязкие полимерглинистые и биополимерные растворы с регулируемым содержанием твердой фазы, продувку забоя воздухом или пенами, а также долота диаметром меньше номинального с последующим расширением ствола скважины до проектного значения.

2.10.9. Тепловой режим бурения в интервалах ММП, а также такие показатели бурового раствора, как температура, вязкость, статическое напряжение сдвига, показатель фильтрации и плотность, должны обеспечивать снижение разупрочняющего воздействия на приствольную зону. Перечисленные показатели должны контролироваться и поддерживаться в оптимальных пределах.

2.10.11. Для цементирования обсадных колонн применяется цемент для низких и нормальных температур ускорителем схватывания.

2.9. Освоение и испытание законченных бурением скважин

2.9.1. Работы по освоению и испытанию скважин могут быть начаты при обеспечении следующих условий:

- отсутствуют межколонные давления.

Перфорация продуктивного пласта при сниженном уровне или в среде, отличающейся от установленных требований, производится по специальному плану, согласованному с заказчиком. Технология и порядок проведения таких работ устанавливаются документацией, согласованной с территориальными органами Госгортехнадзора России.

Результаты опрессовки оформляются актом.

2.9.5. Комплекс работ по освоению скважины должен предусматривать меры, обеспечивающие:

- исключение закупорки пласта при вторичном вскрытии;

- сохранение скелета пласта в призабойной зоне;

- предупреждение прорыва пластовой воды и газа из газовой "шапки";

- термогидрогазодинамические исследования по определению количественной и качественной характеристики пласта и его геологофизических параметров;

- сохранение, восстановление или повышение проницаемости призабойной зоны;

- предотвращение неконтролируемых газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов;

- охрану недр и окружающей среды.

2.9.7. Приток флюида из пласта вызывается путем создания регламентируемых депрессий за счет:

- замены бурового раствора на раствор меньшей плотности, техническую воду или дегазированную нефть. При этом разница в плотностях последовательно заменяемых жидкостей не должна быть более 0,5 - 0,6 г/см3; при большей разнице плотностей должны быть ограничены темпы снижения противодавления на пласт;

- использования пенных систем;

- использования специальных технических средств и технологий (струйный насос УГИС и т.п.).

2.9.8. Снижение уровня жидкости в эксплуатационной колонне с использованием воздуха запрещается.

План утверждается техническим руководителем буровой организации и согласовывается с заказчиком.

Под освоением понимают комплекс работ, проводимых с целью очистки приствольной зоны продуктивного пласта и скважины от загрязнения и получения промышленного притока пластовой жидкости. Для освоения в эксплуатационную колонну спускают колонну насосно-компрессорных труб, нижний конец которой устанавливают на 50—150 м выше интервала перфорации (либо на иной глубине, согласованной с добывающим предприятием). Устье скважины герметизируют при помощи фонтанной арматуры, крестовину которой устанавливают на верхний фланец колонной головки (рис. 91). На каждом боковом отводе елки фонтанной арматуры размещают штуцерную камеру, к которой подсоединяют короткую трубу, оборудованную карманами для размещения термометров, трехходовыми краниками и задвижками высокого давления. На всех боковых отводах устанавливают регистрирующие и показывающие манометры, пробоотборник и, по возможности, расходомер. После задвижек высокого давления к трубам присоединяют сборную линию низкого давления, которая связывает скважину с трапом и мерными емкостями. Трапную установку и мерные емкости размещают на расстоянии не менее 50 м от устья скважины. От трапной установки прокладывают два трубопровода: один — к коллектору для сбора жидкости, второй — к факельному стояку для сжигания газа, выделяющегося в трапе. Факельный стояк размещают на расстоянии не менее 100 м от скважины, трапа и мерных ем-костей.

К отводам фонтанной арматуры подсоединяют также сбросовую линию с краном высокого давления. Эту линию используют для отвода в сборную емкость (или к факелу) жидкости, поступающей из скважины при освоении, а также для промывки всех линий обвязки.

В основе всех способов освоения лежит уменьшение давления столба жидкости в скважине ниже пластового и создание депрессии, достаточной для преодоления сопротивлений фильтрации пластовой жидкости к скважине. Уменьшить противодавление на продуктивный пласт можно снижением плотности и уровня жидкости в эксплуатационной колонне. Величину депрессии для получения притока выбирают в зависимости от типа коллектора (гранулярный или трещинный), вида пластовой жидкости (нефть, газ, вода), устойчивости коллектора и коллекторских свойств пласта. В газовых скважинах при одинаковом типе коллектора величина депрессии существенно меньше, чем в нефтяных.

Существует несколько способов вызова притока из пласта. Если коэффициент аномальности пластового давления существенно больше единицы, коллекторские свойства пласта хорошие и приствольная зона загрязнена мало, часто бывает достаточно заменить промывочную жидкость, которой была заполнена колонна накануне перфорации, на воду либо нефть. В тех же случаях, когда коэффициент аномальности пластового давления не превышает единицы, коллекторские свойства плохие или приствольная зона продуктивного пласта сильно загрязнена в период бурения, цементирования и перфорации, для получения притока приходится не только заменять промывочную жидкость на воду или нефть, но также аэрировать воду либо снижать уровень воды (нефти) в обсадной колонне. Заменять промывочную жидкость на воду рекомендуется постепенно.

Наиболее эффективный способ освоения — постепенное увеличение степени аэрации воды после замены ею промывочной жидкости в обсадной колонне. Для этого в пространство между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами одновременно закачивают воду цементировочным насосом и воздух передвижным промысловым компрессором. Постепенно увеличивая подачу воздуха, можно в довольно широких пределах регулировать плотность водовоздушной смеси и уменьшать противодавление на пласт. Чтобы достичь большей плавности снижения противодавления и уменьшить расход воздуха, рекомендуется к воде перед аэрированием добавлять пенообразующее ПАВ. После получения притока из продуктивного пласта насос и компрессор отключают, а скважине дают возможность поработать.

Распространенным является также компрессорный способ освоения. Для этого в межколонное пространство передвижным компрессором нагнетают воздух. Сжатый воздух оттесняет воду вниз к башмаку насосно-компрессорных труб, а затем, прорвавшись внутрь этих труб, газирует жидкость и выталкивает ее на дневную поверхность. По мере насыщения жидкости воздухом плотность и давление столба ее уменьшаются, а после выброса каждой порции воды из труб уровень жидкости в скважине падает. После того как начнется приток пластовой жидкости в скважину, компрессор отключают.

Существенный недостаток компрессорного способа освоения — большие колебания давления. При резком снижении давления на пласт в момент выброса на дневную поверхность очередных порций воды интенсифицируется приток из пласта. Если коллектор продуктивного пласта недостаточно устойчив, резкая интенсификация притока может сопровождаться разрушением скелета породы, выносом в скважину большого количества песка и образованием песчаной пробки.

Иногда уровень жидкости снижают поршневанием. Для этого в насосно-компрессорные трубы на канате 1 (рис. 92) спускают специальный поршень 5. Пока поршень под тяжестью грузовой штанги 2 опускается вниз, вытесняемая им жидкость перетекает через осевой канал в поршне и полость патрубка 4 в пространство над клапаном 3. При подъеме поршня клапан 3 закрывается, а жидкость, находящаяся под ним, вытесняется вверх и переливается через верхний открытый конец насоснокомпрессорных труб. Глубина погружения поршня под уровень жидкости зависит от прочности каната и достигает 300 м. Cпoсоб можно применять лишь в тех случаях, когда нет опасности выброса и не требуется герметизировать устье скважины. Время, необходимое для получения притока таким способом, гораздо больше, чем предыдущими способами.

Для освоения скважин, продуктивный пласт в которых имеет низков пластовое давление или сильно загрязнен в процессе бурения, с успехом могут быть использованы опробователи, опускаемые на колонне труб. Для повышения эффективности освоения скважин, вскрывших нефтеносные пласты с низкими коэффициентами аномальности, целесообразно до перфорации снижать давление в обсадной колонне до пластового или даже несколько ниже последнего.

После получения притока из пласта скважине дают некоторое время поработать, чтобы очистилась от загрязнения приствольная зона. Так, если получен фонтанирующий приток из нефтяного пласта, струю жидкости направляют через верхний боковой отвод фонтанной елки и штуцер в сбросовый амбар. Диаметр штуцера выбирают с таким расчетом, чтобы не возникло чрезмерно большой депрессии и не началось разрушение скелета пласта и цементного камня. Обычно в течение первых 1,5—2 ч используют штуцер диаметром 6—8 мм, а затем штуцер меньшего диаметра — 5 мм. При таком диаметре штуцера скважина работает до тех пор, пока не стабилизируются давления у устья в межколонном пространстве и на головке (буфере) фонтанной елки, а также дебит. В случае притока из газоносного пласта скважин в течение первых 2—3 ч позволяют фонтанировать через верхний боковой отвод елки в обход штуцера с целью удаления жидкости, находящейся в эксплуатационной колонне, и очистки забоя, а затем поток направляют через нижний боковой отвод и штуцер. Газ, выходящий из скважины, сжигают в факеле.

Объем исследований в эксплуатационных скважинах может быть сокращен; его устанавливают по согласованию с добывающим предприятием. После окончания исследований проводят кратковременную (не менее 10—15 сут) пробную эксплуатацию скважины на оптимальном режиме по плану, согласованному с НГДУ.

В разведочных скважинах детально исследуют как объекты, при опробовании которых были получены притоки нефти и газа, так и объекты, которые не были опробованы в процессе бурения, но о перспективности которых свидетельствуют материалы промыслово-геофизических исследований. Испытание может быть назначено также в том случае, если при опробовании были получены отрицательные результаты, но имеется обоснованное сомнение в правильности их.

Если в разведочной скважине предстоит испытать несколько пластов, операцию начинают с нижнего. По окончании исследования нижнего пласта скважину задавливают промывочной жидкостью, удовлетворяющей указанным выше требованиям, устанавливают цементный мост в интервале между нижним и ближайшим к нему вышерасположенным объектом, проверяют герметичность моста после затвердения тампонажного раствора способом понижения уровня жидкости в колонне. Если мост герметичен, обсадную колонну перфорируют против второго снизу перспективного пласта, вызывают приток из него и проводят детально исследование. Так, следуя снизу вверх, последовательно испытывают все перспективные объекты. Испытание считают законченным, если по всем объектам получены результаты, позволяющие составить качественную характеристику каждого пласта и определить основные параметры.

Если при испытании объекта получают большой дебит нефти или газа, к испытанию последующих, расположенных выше объектов приступают только с разрешения организации, подчиненной непосредственно соответствующему министерству. Такое разрешение дают лишь в исключительных случаях. Это объясняется тем, что при задавливании пласта для прекращения притока и установки цементного моста коллекторские свойства его в приствольной зоне могут быть сильно ухудшены. Как правило, после получения интенсивного притока нефти или газа из пласта и полного исследования его скважину передают НГДУ для эксплуатации.

Для работ, связанных с получением притока и исследованием первого объекта в разведочных скважинах, используют буровую установку. Освоение и исследование последующих объектов в разведочных скважинах и освоение эксплуатационных скважин, как правило, ведут с помощью более легких передвижных установок.

На испытание (исследование) каждого объекта составляют план, утверждаемый руководителями бурового предприятия; в случае, если скважина подлежит передаче нефтегазодобывающему предприятию, этот план согласовывают с руководством последнего. По окончании испытания скважины составляют акты о результатах исследования каждого объекта, установке цементных мостов и проверке их герметичности, о передаче скважины в эксплуатацию либо консервации ее, если площадь еще не подготовлена для эксплуатации, либо о ликвидации скважины, если результаты испытания полностью отрицательные.

4.39. При бурении в продуктивном газовом пласте механическая скорость должна ограничиваться значениями, при которых обеспечивается полная дегазация бурового раствора.

4.40. Если объемное содержание газа в буровом растворе превышает 5%, то должны приниматься меры по его дегазации, выявлению причин насыщения раствора газом (работа пласта, поступление газа с выбуренной породой, вспенивание и т.д.) и их устранению.

4.41. К подъему бурильной колонны из скважины, в которой произошло поглощение бурового раствора при наличии газонефтеводопроявления, разрешается приступить только после заполнения скважины до устья и отсутствии перелива в течение времени, достаточного для подъема и спуска бурильной колонны.

4.42. Бурение скважин с частичным или полным поглощением бурового раствора (воды) и возможным флюидопроявлением проводится по специальному плану, который согласовывается с проектировщиком и заказчиком.

4.43. При установке ванн (нефтяной, водяной, кислотной) гидростатическое давление столба бурового раствора и жидкости ванны должно превышать пластовое давление. При вероятности или необходимости снижения гидростатического давления ниже пластового работы по расхаживанию бурильной колонны следует проводить с герметизированным затрубным пространством и с установленным в бурильных трубах шаровым краном, с разработкой и осуществлением мер безопасности.

4.44. Подъем бурильной колонны при наличии сифона или поршневания запрещается. При их появлении подъем следует прекратить, провести промывку с вращением и расхаживанием колонны бурильных труб.

При невозможности устранить сифон (зашламованность турбобура, долота, другие причины) подъем труб следует проводить на скоростях, при которых обеспечивается равенство извлекаемого и доливаемого объемов раствора.

При невозможности устранить поршневание (наличие сальника на компоновке низа бурильной колонны или сужение ствола скважины) необходимо подъем производить с промывкой, вращением труб ротором и выбросом труб на мостки через шурф.

высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной и качество сформировавшейся крепи отвечают проекту и требованиям охраны недр;

эксплуатационная колонна прошаблонирована, опрессована совместно с колонной головкой и превенторной установкой, герметична при максимально ожидаемом давлении на устье скважины;

устье с превенторной установкой, манифольдный блок и выкидные линии оборудованы и обвязаны в соответствии с утвержденной схемой.

4.46. Устье скважины перед перфорацией эксплуатационной колонны должно быть оборудовано превенторной установкой по утвержденной схеме, а скважина заполнена буровым раствором плотностью, отвечающей требованиям п. 4.9 настоящей Инструкции.

4.47. Во время перфорации производителем работ должно быть установлено наблюдение за уровнем жидкости на устье скважины. Его снижение не допускается.

4.48. Фонтанная арматура до установки на устье скважины должна быть опрессована на величину пробного давления, а после установки - на давление, равное давлению опрессовки эксплуатационной колонны.

замены бурового раствора на раствор меньшей плотности, техническую воду или дегазированную нефть. При этом разница в плотностях последовательно заменяемых жидкостей не должна быть более 0,50 - 0,60 г/куб. см; при большей разнице плотностей должны быть ограничены темпы снижения противодавления на пласт;

4.51. Снижение уровня жидкости в эксплуатационной колонне посредством свабирования, использования скважинных насосов, нагнетанием инертного газа или природного газа от соседней скважины производится в соответствии с инструкциями по безопасному ведению работ, разработанными предприятием. Использование воздуха для снижения уровня жидкости запрещается. При свабировании устье скважины дополнительно оборудуется лубрикатором.

4.52. Глубинные измерения в скважинах с избыточным давлением на устье допускаются только с применением лубрикаторов, параметры которых должны соответствовать условиям работы скважины. Лубрикатор опрессовывается на давление опрессовки эксплуатационной колонны.

4.53. Для каждой скважины, подлежащей освоению, составляется план с учетом технологических регламентов на эти работы и назначением ответственных лиц за их выполнение. План утверждается техническим руководителем бурового предприятия и согласовывается с заказчиком.

5. Первоочередные действия производственного персонала при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов

5.1. При появлении признаков поступления пластового флюида в скважину (перелив бурового раствора, увеличение его объема в емкостях, несоответствие расчетного и фактического объемов доливаемого (вытесняемого) раствора при СПО) подается сигнал "Выброс". При этом буровая вахта обязана загерметизировать канал бурильных труб, устье скважины, информировать об этом руководство бурового предприятия и действовать в соответствии с планом ликвидации аварий. Перед герметизацией канала бурильных труб должны быть сняты показания манометров на стояке и затрубном пространстве.

5.2. После закрытия превенторов при газонефтеводопроявлениях необходимо установить наблюдение за возможным возникновением грифонов вокруг скважины.

5.3. Ликвидация газонефтеводопроявлений производится с использованием стандартных методов (с учетом фактических условий) под руководством ответственного лица, имеющего необходимую квалификацию.

Читайте также: