Для обоснования конструкции скважин необходимо иметь следующие исходные данные: назначение и глубина скважины, геологический разрез и особенности бурения в данном районе, интервалы залегания и характеристика проницаемых горизонтов и продуктивной залежи.
В разрезе проектируемой скважины отсутствуют горизонты с аномально-высокими пластовыми давлениями и зоны значительных осложнений, в связи с чем геологический разрез представляет область совместимых условий бурения.
Выбор конструкции скважины осуществляется исходя из решаемых ею задач, с учетом требований «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (ПБ 08-624-03).
Запроектированная конструкция эксплуатационной скважины должна обеспечивать:
— максимально возможное использование пластовой энергии продуктивных горизонтов в процессе эксплуатации за счет выбора оптимальных конструкций забоя и диаметра эксплуатационной колонны;
— применение эффективного оборудования, оптимальных способов и режимов эксплуатации, поддержания пластового давления, теплового воздействия и других методов повышения нефтеотдачи пластов;
Буровая колонна улетела в скважину. Авария при бурении
— условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах строительства и эксплуатации скважины;
— получение необходимой горно-геологической информации по вскрываемому разрезу;
— условия охраны недр и окружающей среды, в первую очередь за счет прочности и долговечности крепи скважины, герметичности обсадных колонн и кольцевых пространств, а также изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых пород и дневной поверхности;
— максимальную унификацию по типоразмерам обсадных труб и ствола скважины.
Принимая во внимание геологические особенности разреза, а также проектируемый комплекс исследований предусматривается следующая конструкция скважины:
Направление диаметром 324мм спускается на глубину 50м с целью обеспечения надежного перекрытия интервала залегания неустойчивых, склонных к осыпям и обвалам отложений, предупреждения размыва устья скважины. Цементируется тампонажным раствором плотностью 1,80 г/см3, с использованием цемента марки ПЦТ I-50 ГОСТ 1581-96 в интервале от 50м до устья.
Кондуктор диаметром 245мм спускается на глубину 700 м по вертикали (724 м по стволу) – с целью обеспечения надежного перекрытия интервала неустойчивых, склонных к обвалообразованию пород Люлинворской свиты. Ввиду возможных нефтеводопроявлений при дальнейшем углублении скважины на кондукторе устанавливается противовыбросовое оборудование. Указанная глубина спуска кондуктора принята из условия предотвращения ГРП у башмака кондуктора при возможных нефтеводопроявлениях при дальнейшем углублении скважины. Цементируется двумя порциями:
1 порция — тампонажным раствором плотностью 1,50 г/см3, с использованием цемента марки ПЦТ I-50 ГОСТ 1581-96 и глинопорошка ППБ, в интервале — 0-260 м по вертикали (0-260 м по стволу);
2 порция — тампонажным раствором плотностью 1,85 г/см3 с использованием цемента марки ПЦТ I-50 ГОСТ 1581-96, в интервале – 260-700 м по вертикали (260-724 м по стволу).
БЭРБС 2 4 6 Полный цикл строительства скважин Часть1 Технология бурения скважин
Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм спускается: на глубину 2715 м по вертикали (2841 м по стволу). Служит для крепления стенок скважины, разобщения продуктивных горизонтов и их испытания.
Согласно п.2.7.4.11. ПБ 08-624-03 высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов должна составлять не менее 150 м.
Цементирование эксплуатационной колонны возможно двумя способами:
I способ — Одноступенчатое цементирование с применением алюмосиликатных микросфер (ТУ 5712-001-49558624-2003). Цементируется в одну ступень двумя порциями. Первая порция – интервал 400-2350 м по вертикали (400-2474 м по стволу) – тампонажный раствор плотностью 1,225 г/см3 с применением цемента ПЦТ I-50 и алюмосиликатных микросфер, вторая порция – интервал 2350-2720 м по вертикали (2474-2846 м по стволу) – тампонажный раствор плотностью 1,92 г/см3 с применением цемента ПЦТ I-G.
II способ — Двухступенчатое цементирование с применением муфты ступенчатого цементирования. 1 ступень – интервал 2350-2720 м по вертикали (2474-2846 по стволу) – цементируется тампонажным раствором плотностью 1,92 г/см3 с применением цемента ПЦТ I-G, 2 ступень – интервал 400-2350 м по вертикали (400-2474 м по стволу) – цементируется тампонажным раствором плотностью 1,50 г/см3 с применением цемента ПЦТ I-50 и глинопорошка ППБ.
Расстояние от устья скважины до уровня подъема тампонажного раствора за эксплуатационной колонной для нагнетательных скважин составляет 250 м.
Дата добавления: 2018-02-28 ; просмотров: 809 ; Мы поможем в написании вашей работы!
Источник: studopedia.net
Проект на строительство скважины предусматривается подъем тампонажного раствора
Диаметры обсадных колонн и долот выбирают снизу вверх, начиная с эксплуатационной колонны. При заканчивании скважин открытым стволом выбор диаметров начинают с открытой части ствола.
Диаметр эксплуатационной колонны зависит от способа заканчивания скважины, условий ее эксплуатации и задается заказчиком на буровые работы.
Для разведочных скважин диаметр эксплуатационной колонны выбирают с учетом технической характеристики снарядов и приборов для геофизических исследований; характеристики исследовательских работ и оборудования для их осуществления; технической характеристики бурильных труб, насосно-компрессорных труб, долот, ловильного и другого инструмента, намеченных для работы в обсадной колонне.
После выбора диаметра эксплуатационной колонны устанавливают необходимость спуска промежуточной колонны.Спуск помежуточной колонны в скважину предусматривает предупреждение осложнений геологического характера. На основании геологической характеристики пластов верхнего интервала скважины устанавливают диаметр и глубину спуска кондуктора.
После обоснования технического разреза скважины определяют конструктивные размеры ее ствола, которые могут обеспечить спуск обсадных колонн до намеченной глубины.
Выбор диаметра долота обуславливается следующими факторами:
1) диаметром муфты обсадной колонны,
2) величиной зазора между муфтой и стенками скважины для заполнения ее цементным раствором.
Величина зазора должна быть указана с величиной выхода данной колонны из-под башмака предыдущей колонны: чем больше выход, тем больше зазор.
Диаметр долота (Dд) которым предстоит бурить ствол скважины под колонну обсадных труб, определяют по формуле:
Где Dм — диаметр муфты спускаемой колонны обсадных труб в, мм; q- величина зазора между муфтой и стенками скважины в мм.
Рекамендуемые зазоры между муфтой обсадной трубы и стенками скважины приведены в таблице 3.
После того как установлен диаметр долота, определяют диаметр предыдущей колонны (промежуточной или кондуктора). Разница между внутренним диаметром этой (предыдущей) колонны и размером долота, проходящего через нее, не должна превышать 6-8 мм.
При разработке конструкции скважины следует выбирать колонны минимального диаметра.
Высоту подъема тампонажного раствора в затрубном пространстве определяют на основании действующих методик и инструкций.
Наружный диаметр, мм
Рекомендуемый зазор, мм
Наружный диаметр, мм
Рекомендуемый зазор, мм
Исходные данные для выбора обсадных колонн и глубины их спуска
Основными исходными данными для выбора количества обсадных колонн и глубины их спуска является:
1. Цель бурения и назначение скважины;
2. Проектный горизонт, глубина скважины, диаметр эксплуатационной колонны;
3. Пластовые давления и давления гидроразрыва пород стратиграфических горизонтов;
4. Способ заканчивания скважины и её эксплуатации;
5. Профиль скважины и его характеристика;
Исходя из перечисленных выше условий выбираем следующую схему конструкции скважины № 281 на Речицкой площади
Эксплуатационная колонна 140 мм принимается из расчёта предполагаемого дебита скважины в 75 т/сут. Предполагаемый способ эксплуатации — фонтанирование. В дальнейшем предполагается перевод скважины на механизированный способ эксплуатации (ЭЦН). Поэтому верхнюю часть эксплуатационной колонны принимаем Ж168мм. Цементирование эксплуатационной колонны будем проводить ступенчатое (от 0 до 3650 метров), с установкой цементной муфты на глубине 2280 метров.
Промежуточная колонна 194 мм выбирается для изоляции вышележащих зон геологического разреза, несовместимых по условиям бурения с нижележащими и проектируется в интервале от 1900 метров до 2720 метров. Промежуточная колонна 194 мм служит для ликвидации осложнений и не имеющая связи с предыдущими или последующими обсадными колоннами .Цементирование колонны будем проводить прямым способом в интервале от 1900 метров до 2720 метров .
Обсадная колонна Ж245мм принимается из опыта ранее пробуренных скважин и проектируется в интервале от 0 до 1990 метров. На обсадную колонну Ж245мм устанавливается противовыбросовое оборудование ОПЗ-280/80ґ350. Цементирование промежуточной колонны будем проводить прямым способом (от 0 до 1990 метров).
Кондуктор Ж324мм спускается на глубину 210 метров и служит для перекрытия водоносных горизонтов питьевого комплекса и также выбирается из опыта ранее пробуренных скважин на Речицком месторождении. Цементирование кондуктора будем проводить прямым способом (от 0 до 210 метров)
Направление 630мм предназначается для крепления верхнего интервала, сложенного неустойчивыми отложениями. При бурении под кондуктор направление спускается на глубину 7 метров и забутовывается.
Источник: studbooks.net
2.7.3. Буровые растворы
2.7.3.1. Тип и свойства бурового раствора должны соответствовать рабочему проекту и в комплексе с технологическими мероприятиями, регламентирующими процесс проходки ствола, обеспечивать безаварийные условия бурения с высокими технико-экономическими показателями и минимальным ущербом окружающей среде.
2.7.3.2. Плотность бурового раствора при вскрытии газонефтеводосодержащих отложений должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий бурения.
2.7.3.3. Проектные решения по выбору плотности бурового раствора должны предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытие продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее:
В необходимых случаях проектом может устанавливаться большая плотность раствора, но при этом противодавление на горизонты не должно превышать пластовые давления на 15 кгс/см2 (1,5 МПа) для скважин глубиной до 1200 м и 25-30 кгс/см2 (2,5-3,0 МПа) для более глубоких скважин.
2.7.3.4. Максимально допустимая репрессия (с учетом гидродинамических потерь) должна исключать возможность гидроразрыва или поглощения бурового раствора на любой глубине интервала совместимых условий бурения.
2.7.3.5. В интервалах, сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми сланцами, солями, склонными к потере устойчивости и текучести, плотность, фильтрация, химсостав бурового раствора устанавливаются исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины. При этом репрессия не должна превышать пределов, установленных для всего интервала совместимых условий бурения. Допускается депрессия на стенки скважины в пределах 10-15% эффективных скелетных напряжений (разница между горным и поровым давлением пород).
2.7.3.6. По совместному решению проектировщика, заказчика и подрядчика допускаются отклонения от требований п. 2.7.3.3 настоящих Правил в следующих случаях:
— при поглощениях бурового раствора в процессе бурения (с выходом или без выхода циркуляции). Углубление скважины в таких условиях должно осуществляться по плану с комплексом мероприятий по недопущению газонефтепроявлений. План должен быть согласован с территориальным органом Госгортехнадзора России и противофонтанной службой;
— при проектировании и строительстве скважин со вскрытием продуктивных пластов с забойными давлениями приближающимися к пластовому (на равновесии) или ниже пластового (на депрессии).
2.7.3.7. Не допускается отклонение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), находящегося в циркуляции, более чем на 0,02 г/см3 от установленной проектом величины (кроме случаев ликвидации газонефтеводопроявлений).
2.7.3.8. Обработка бурового раствора производится в соответствии с проектом, разработанной рецептурой, при этом необходимо руководствоваться требованиями подраздела 3.8 настоящих Правил безопасности, инструкциями по безопасной работе с химическими реагентами и (в необходимых случаях) пользоваться защитными средствами.
2.7.3.9. Повышение плотности бурового раствора, находящегося в скважине, путем закачивания отдельных порций утяжеленного раствора запрещается (кроме случаев ликвидации газонефтеводопроявлений).
2.7.3.10. При применении буровых растворов на углеводородной основе (известково-битумных, инвертно-эмульсионных и др.) должны быть приняты меры по предупреждению загрязнения рабочих мест и загазованности воздушной среды. Для контроля загазованности должны проводиться замеры воздушной среды у ротора, в блоке приготовления раствора, у вибросит и в насосном помещении, а при появлении загазованности — приниматься меры по ее устранению.
При концентрации паров углеводородов свыше 300 мг/м3 работы должны быть приостановлены, люди выведены из опасной зоны.
2.7.3.11. Температура самовоспламеняющихся паров раствора на углеводородной основе должна на 50°C превышать максимально ожидаемую температуру раствора на устье скважины.
2.7.3.12. Очистка бурового раствора от выбуренной породы и газа, дезактивация шлама при его утилизации должны осуществляться комплексом средств, предусмотренных рабочим проектом на строительство скважины.
2.7.4. Крепление ствола скважины
2.7.4.1. Тампонажные материалы, используемые при строительстве скважин, должны иметь соответствующие сертификаты качества. Свойства тампонажных материалов (в т.ч. цементно-бентонитовых смесей) и формируемого из них цементного камня должны соответствовать требованиям стандартов. Порядок хранения и сроки использования тампонажных материалов устанавливаются заводом-изготовителем.
2.7.4.2. Спуск и цементирование обсадных колонн проводятся по планам, разработанным буровой организацией и утвержденным в установленном порядке. К плану прилагаются исходные данные для расчета обсадных колонн, использованные коэффициенты запаса прочности, результаты расчета обсадных колонн (компоновка колонны) и ее цементирования, анализ цемента, а также акт готовности скважины и буровой установки к спуску и цементированию колонны.
2.7.4.3. Перед подготовкой ствола скважины к спуску колонны должен быть проведен комплекс электрометрических работ и других исследований, необходимых для детального планирования процесса крепления.
2.7.4.4. Применение цемента без проведения предварительного лабораторного анализа для условий предстоящего цементирования колонны запрещается.
2.7.4.5. Для сохранения естественной проницаемости пористых и пористо-трещиноватых коллекторов продуктивных отложений тампонажные растворы должны иметь минимально возможную фильтрацию. Общая минерализация тампонажных растворов должна быть близка к минерализации буровых растворов, применяющихся при вскрытии продуктивных горизонтов.
2.7.4.6. Расчетная продолжительность процесса цементирования обсадной колонны не должна превышать 75% времени начала загустевания тампонажного раствора.
2.7.4.7. Выбор тампонажных материалов и растворов на их основе должен осуществляться с учетом следующих требований:
— тампонажный материал и сформированный из него камень должны соответствовать диапазону статических температур в скважине по всему интервалу цементирования;
— рецептура тампонажного раствора подбирается по динамической температуре и давлению, ожидаемым в цементируемом интервале скважины;
— плотность тампонажного раствора должна быть, как правило, не ниже плотности бурового раствора. Ограничением верхнего предела плотности тампонажного раствора при прочих равных условиях является недопущение разрыва пород под действием гидродинамического давления в процессе цементирования.
Цементный камень при наличии в цементируемом интервале агрессивных сред должен быть коррозионностойким к воздействию этих сред.
2.7.4.8. Обсадные колонны в пределах интервала цементирования должны оснащаться элементами технологической оснастки, номенклатура и количество которых определяются проектом на строительство скважины, а места установки уточняются в рабочем плане на спуск колонны.
2.7.4.9. Режим спуска обсадных колонн и гидравлическая программа цементирования должны рассчитываться и осуществляться таким образом, чтобы обеспечить минимально возможную репрессию на продуктивные горизонты и не допускать осложнений, связанных с гидроразрывом пород и поглощением. В процессе цементирования должна обеспечиваться регистрация параметров, характеризующих этот процесс.
2.7.4.10. Направления и кондуктора цементируются до устья. В нижележащей части стратиграфического разреза цементированию подлежат:
Источник: www.dokipedia.ru
Проектом на строительство скважины предусматривается подъем тампонажного раствора
1.1. Настоящие «Методические указания. » позволяют по единой схеме проводить количественную оценку объемов отработанных буровых растворов (ОБР) водной основы и шлама, образующихся в процессе строительства скважин в различных геолого-технических условиях.
1.2. ОБР и шлам содержат в своем составе химические реагенты, минеральные примеси и нефтепродукты и, попадая в почвы и водные объекты загрязняют их. В целях предотвращения загрязнения объектов природной среды в проектах на строительство скважин предусматривается утилизация или захоронение ОБР и шлама.
1.3. «Методические указания. » позволяют обосновать в проектах на строительство скважин количество технических средств и сооружений, необходимых для сбора, хранения, транспортировки, утилизации или захоронения ОБР и шлама, уходящих в отходы.
1.4. Под отработанным буровым раствором (ОБР) понимается буровой раствор, исключаемый из технологических процессов строительства скважин, который накапливается на территории буровой и подлежат утилизации и захоронению.
1.5. Под утилизацией ОБР на современном уровне развития техники и технологии понимается:
· полное или частичное использование ОБР для приготовления нового бурового раствора, необходимого при проходке последующих интервалов данной скважины;
· повторное использование его для бурения других скважин;
· регенерация активных компонентов из бурового раствора.
1.6. Под буровым шламом понимается смесь выбуренной породы и бурового раствора, удаляемых из циркуляционной системы буровой различными очистными устройствами.
1.7. Расчет объемов отработанного бурового раствора и шлама производится на стадии составления проектов на строительство нефтяных и газовых скважин проектной организацией или ее частью. Результаты расчетов служат основанием для осмечивания мероприятий по охране окружающей среды.
2. ПРИНЦИПЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЪЕМОВ ОТРАБОТАННЫХ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ И ШЛАМА
2.1. В основу подхода по определению объемов ОБР и шлама положены расчетные методы.
2.2. Основным принципом, которым руководствуются при определении объемов ОБР, является принцип расчета объемов ОБР по интервалам бурения, заданных конструкцией скважин и типом бурового раствора.
2.3. Объем ОБР, уходящего в отходы, складывается из избыточных объемов растворов, используемых при освоении скважин. При этом основными причинами образования и накопления избыточных объемов растворов являются:
· наработка раствора при разбуривании интервалов, сложенных глинистыми породами;
· замена одного типа бурового раствора на другой;
· замена бурового раствора, используемого для бурения под эксплуатационную колонку, на раствор другого типа для освоения скважин;
· проведение ряда дополнительных технологических операций, не предусмотренных проектом на бурение скважин (например, ликвидация осложнений).
2.4. Объем (в %) повторно используемого ОБР в каждом конкретном случае устанавливается по фактическим данным с учетом конкретных геолого-технических условий проводки скважин.
2.5. Расчет объемов ОБР производится по формулам, приведенным в разделе 4.
3. ИСХОДНАЯ ИНФОРМАЦИЯ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБР И ШЛАМА
3.1. Основными источниками исходной информации для определения объемов отработанных буровых растворов являются:
· регламенты на буровые растворы.
3.2. Перечень основных исходных данных для выполнения расчетов объемов ОБР и шлама приведены в таблице 1. Здесь же указаны источники получения необходимой информации.
4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМОВ ОТРАБОТАННЫХ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ И ШЛАМА
4.1. Расчет объемов ОБР проводится по формулам, представленным в таблице 2. Все обозначения показателей, входящие в формулы таблицы 2, соответствуют приведенным в разделе 3 настоящих «Методических указаний . ».
4.2. Объемы ОБР по скважине определяют суммированием объемов, образующихся после бурения каждого интервала и объема, необходимого для освоения. Расчет объемов ОБР производится по формулам (1) — (18).
4.2.1. Объем ОБР, уходящего в отходы после бурения конкретного (1-го) интервала, представляет собой раствор, применявшийся при бурении, за минусом объемов повторно используемого для разбуривания последующих интервалов и теряемого в затрубном пространстве при креплении.
Объем бурового раствора, применяемого для бурения 1-го интервала, складывается из объема раствора, определяемого в соответствии с требованиями правил безопасного ведения буровых работ, потерь на фильтрацию на очистных сооружениях и объемов наработки за счет перехода в раствор части выбуренной глинистой породы.
4.2.2. Если в разрезе интервала бурения отсутствуют глинистые породы, то наработку бурового раствора не рассчитывают.
4.3. Объем отходов, образующихся после проведения дополнительных технических операций, связанных с ликвидацией осложнений и аварий, рассчитывают в соответствии с действующими нормативно-методическими и руководящими документами, регламентирующими такие работы. В таком случае объемы отходов рассчитывают в процессе бурения скважины.
4.4. Рекомендуемая примерная форма подготовки исходных данных для расчета ОБР представлена в ПРИЛОЖЕНИИ 4.
4.5. Объем бурового шлама, уходящего в отходы после окончания строительства скважин, определяют по формулам (19) — (22) (таблица 2).
Перечень
Информации, необходимой для расчета объемов отработанных буровых растворов и шлама
Исходные документы или источник получения данных
Объем раствора в циркуляционной системе буровой установки
Единые технические правила ведения работ при бурении скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях — ВНИИБТ, М.: 1983
Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности — М.: 1974
Диаметр долота в интервале бурения
Средний внутренний диаметр обсадных колонн в закрепленной части ствола, в котором осуществляется циркуляция раствора
Технический проект на строительство скважин
Количество обсадных колонн различных диаметров в закрепленной части ствола, в котором осуществляется циркуляция бурового раствора
Длина обсадной колонны в обсаженной части ствола, в которой осуществляется циркуляция бурового раствора
Наружный диаметр опускаемой колонны для крепления i-го интервала
Внутренний диаметр обсадной колонны, опускаемой для крепления i-го интервала
13.4. Спуск обсадных колонн в скважину, как правило, должен осуществляться г один прием (одной сплошной секцией). Допускается спуск колонны двумя секциями с применением стыковочных устройств, спрессованных перед спуском в скважину на давление, обеспечивающее испытание колонн на герметичность.
13.5. Техническим проектом на строительство скважины должен предусматриваться подъем тампонажного раствора:
— за кондуктором — до устья скважины;
— за промежуточными колоннами нефтяных скважин, проектная глубина которых до 3000 м, с учетом геологических условий, во не менее 500 м от башмака колонны;
— за промежуточными колоннами разведочных, поисковых, параметрических, опорных и газовых скважин вне зависимости от глубины и нефтяных скважин с проектной глубиной более 3000 и — до устья скважин;
— за эксплуатационными колоннами нефтяных скважин с учетом перекрытия башмака предыдущей колонны не менее 100 м. Это же условие распространяется на газовые и разведочные, скважины при осуществлении мероприятий, обеспечивающих герметичность соединений обсадных труб (сварные соединения, специальные высокогерметичные резьбовые соединения и др.). Во всех остальных случаях тампонажный раствор должен подниматься до устья скважины.
Примечания. I. При определении высоты подъема тампонахного раствора за эксплуатационными колоннами необходимо учитывать возникновение дополнительных напряжений от температуры и давления, возникающих в колоннах при эксплуатации скважин.
2. При наличии в разрезе скважин зон интенсивного помещения для выполнения требования о высоте подъема тампонажого раствора необходимо предусматривать применение ступенчатого цементирования с использованием специальных муфт, растворов пониженной плотности и др.
13.6. При ввинчивании резьбовых соедин ли обсадных труб необходимо регламентировать величину крутящего момента в пределах, рекомендованных поставщиками труб или специальными инструкциями.
13.7. Режимы спуска обсадных колонн и гидравлическая программа цементирования должны быть рассчитаны таким образом, чтобы не допускать гадроразрква пород и связанных с ним осложнений.
13.8. при цементировании продуктивных пластов вид тампонирующего материала, его плотность и гидравлическая программа цементировочных работ должны быть выбраны исходя из условия максимально возможного сохранения коллекторских свойств продуктивных горизонтов и создания минимальной репрессии давлений на них.
13.9. При проведении цементировочных работ в глубоких и сверхглубоких скважинах, особенно с высокой температурой, необходимо подбирать специальные тампонирующие материалы, обеспечивающие сохранение высокого качества камня в течение длительного времени, а также обеспечивать проведение работ в максимально сжатые сроки. Бремя на операцию по цементированию не должно превышать 75 % от времени загустевания тампонажного раствора.
13.10. Для предупреждения поглощения раствора или проявления скважины при цементировании обсадных колонн следует применять соответственно облегченные или утяжеленные тампонажные материалы.
13.11. Обсадные колонны в пределах высоты подъема тампонажного раствора должны с учетом состояния ствола скважины и кольцевых зазоров оборудоваться цементирующими приспособлениями, скребками, турбулизаторами, пакерами и другими элементами технологической оснастки, обеспечивающими необходимое качество крепления скважин.
13.12. В случае некачественного цементирования должны производиться ремонтные работы по специально разработанному плану.
13.13. Во время ремонтных работ по исправительному цементированию в газовых скважинах запрещается производить перфорацию обсадных колонн в зоне возможного гидроразрыва пластов давлением газа, а также в интервале проницаемых непродуктивных пластов.
13.14. Для руководства работами по спуску и цементированию колонны должны быть назначены ответственные лица.
Изменения в плане работы допускаются только с разрешения лиц, утвердивших план.
13.15. Все данные по цементированию скважины должны заноситься в тампонажную карточку установленной формы и храниться в деле скважины.
13.16. При бурении глубоких скважин роторный способом через 40-50 рейсов бурильной колонны необходимо измерять износ обсадной колонны, испытывающей, избыточное наружное или внутреннее давление и растягивающие нагрузки, с целью решения вопросов определения ее остаточной прочности и защиты.
14. ИСПЫТАНИЕ И ОСВОЕНИЕ СКВАЖИНЫ
14.1. Данные правила определяют условия, объемы и порядок проведения работ по испытанию геолого-разведочных и добывающих скважин в процессе их бурения (в открытой отзоле) и после окончания бурения (в обсадной колонне).
14.2. Испытание геолого-разведочных скважин должно проводиться с целью изучения нефтегазоносности геологического разреза вскрываемых пород, включающего уточнение геометрии продуктивной залежи, определение основных гидродинамических характеристик коллектора и физических свойств пластовых флюидов, а также с целью
оценки промышленной значимости залежи нефти, газа и газоконденсата, получения необходимых данных для подсчета запасов нефти, raзa и газоконденсата и составления проектов разработки месторождения.
14.3. Освоение добывающих скважин должно проводиться с целью получения промышленных притоков газа, нефти, газоконденсата и является составной частью испытания скважин перед сдачей их в эксплуатацию.
14.4. Испытание геолого-разведочных скважин следует производить как в открытом стволе, так и в обсадной колонне, а добывающих скважин — в обсадной колонне.
14.5. В зависимости от степени изученности геологического разреза в процессе бурения разведочных скважлн следует производить следующий комплекс исследований:
— геологические исследования (получение информация о литологии, структуре и коллекторских свойствах пласта — механический и газовый каротаж, анализ шлама, керна, наблюдение за показателями свойств бурового раствора, люминисцентно-битуминологический анализ);
— геофизические замеры (выделение во вскрытом разрезе перспективных горизонтов и их предварительная оценка);
— гидродинамические исследования (получение информации о характере насыщенности пласта, его гидродинамических характеристиках и потенциальных возможностях).
14.6. К испытанию в открытом стволе должны намечаться пласты, геолого-геофизические характеристики которых показывают вероятность наличия нефти, газа и газоконденсата.
14.7. Испытание пластов а процессе бурения должно включать комплекс работ, обеспечивающий возбуждение притока, отбор представительной пробы пластового флюида и создание запланированного количества открытых и закрытых периодов испытания. Испытание следует производить при помощи испытателей пластов с опорой иди без опоры на забой, спускаемых в скважину на бурильных трубах.
14.8. В процессе испытания пластов в бурящихся скважинах необходимо производить гидродинамические исследования, позволяющие определить характер насыщения пласта и его геолого-физические параметры (проницаемость, величину пластового давления, гидропроводиость, пьезопроводимость, коэффициент призабойной закупорки, коэффициент продуктивности).
14.9. С целью качественной оценки пласта (характера насыщения, величины пластового давления, границ нефтоводогазового контакте и др.) в процессе бурения разведочных скважин необходимо производить опробование перспективных горизонтов, включавшее возбуждение притока из пласта и отбор пробы флюида. Опробование про изводят при помощи опробователей пластов, спускаемых в скважину на каротажном кабеле.
14.10. Работы с испытателями пластов должны выполняться геофизическими организациями или специализированными службами по заказу буровых организаций при обязательной присутствии представителей геологической и технологическое служб заказчика.
14.11. Испытание пластов в процессе бурения с помощью испытателей пластов должно осуществляться з соответствий о действующими инструкциями на эти работы.
Для каждого намеченного к испытанию пласта должен бить составлен план проведения работ, который подлежит утверждению руководством буровой организации. В плане должны приводиться основные сведения по скважине (глубина забоя, диаметр и глубина спуска последней колонны, интервал испытания, диаметр ствола скважины, величина создаваемой на пласт депрессии, время ее действия и др.), а также указываться тип и компоновка испытательного инструмента, подлежащего спуску в скважину.
14.12. Испытание (опробование) перспективных объектов в процессе бурения должно производиться исходя из степени изученности разреза. При технологической необходимости (негерметичность па-керовки, неполадки с испытательным инструментом, отсутствие уверенности в оценке характера насыщенности и гидродинамических параметров пласта и др.) должны проводиться дополнительные спуски испытателя пластов для окончательной оценки перспективности данного объекта на нефть и газ.
14.13. При получении уверенных отрицательных результатов испытания в открытом стволе объект повторному испытанию в колонне не подлежи.
14.14. В случае отрицательных результатов по всем объектам испытания в процессе проводки скважина считается законченной бурением (строительством) и выполнившей свое назначение без спуска эксплуатационной колонны.
14.15. Испытание объекта через промежуточную или эксплуатационную колонну является обязательным, если наличие нефти, газа или газоконденсата подтверждено испытанием (опробованием) в процессе бурения.
14.16. Под испытанием объекта (пласта) в эксплуатационной колонне следует понимать комплекс работ, включающий следующие элементы: перфорации, возбуждение притока, очистку, терногидрогазодинамические исследования по определению количественной и качественной характеристики пласта, глушение (задавку) нефтегазоводяного потока в случае необходимости проведения изоляции испытываемого объекта от ниже и вышележащих продуктивных и водоносных горизонтов.
Работы по глушению (задавке) скважины должны исключать закачивание в интервал перфорации и задавливание в пласт жидкостей, загрязняющих призабойную зону пласта и ухудшающих его проницаемость.
14.17. Испытание объектов в скважинах, обсаженных колонной, как правило, допускается через одну эксплуатационную колонку. Испытание через 2 колонны и более, а также через одну промежуточную колонну допускается в исключительных случаях с разрешения руководства организаций, непосредственно подчиненных Министерству, и только при наличии специальных технических средств, обеспечивающих качественное вскрытие пласта в конкретных геолого-технических условиях.
14.18. В комплекс работ по испытанию скважин пра необходимости могут быть включены дополнительные промыслово-геофизические исследования и работы по искусственному воздействию на приствольную зону пласта (гидроразрыв, кислотная обработка и др.) с изменением проектно-сметной документации в установленном порядке.
14.19. В разведочных скважинах проведете одного из способов искусственного воздействия на пласт является обязательным, если по совокупности геолого-геофизических исследований и опробованный в процессе бурения он является перспективным я при обычном испытании в колонне не дал результатов.
14.20. При передаче скважины из бурении в испытание должен составляйся акт, который подписывается руководством буровой организации, буровым мастером и представителями по испытание скважины.
Не подлежат передаче в испытание скважины:
— с негерметичной колонной;
— о цементный стаканом в колонне больше, чем предусмотрено проектом;
— с негерметичной обвязкой устья;
— с отсутствием цемента за колонной против испытываемых пластов;
— в аварийной состоянии.
14.21. Для каждой скважины, подлежащей испытанию, должен составляться план с учетом технологических регламентов на эти работы. В плане должно быть указано количество объектов испытания, их геолого-геофизические характеристики, интервалы и плотность перфорации, тип перфоратора, порядок вызова притока в зависимости от коллекторских свойств пластов, конструкция скважин, величины пластового давления и температуры, допустимого предела снижения давления в эксплуатационной колонне, схемы оборудования лифта и устья, данные об объемах и методах исследования. План должен утверждаться главным инженером и главным геологом объединения, треста, управления геологии Союзных республик.
14.22. На газовых, газоконденсатных скважинах с АВПД план по испытании или опробованию пластов должен согласовываться с военизированной службой по предупреждению возникновения и по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов.
Испытание или опробование пластов должно производиться при наличии акта о готовности скважины к выполнению этих работ.
14.23. Работы по испытанию первого объекта в законченных бурением разведочных скважинах должны производиться с помощью буровой установки силами буровой бригады; испытание всех остальных объектов — специализированными подразделениями.
14.24. В скважинах, при испытании которых получены промышленные дебиты нефти и газа, испытание последующих объектов долж-
но производиться с разрешения организаций, непосредственно подчиненных Министерству,
14.25. С целью беспрепятственного спуска приборов перед проведением прямых методов исследования скважин (за исключением скважин, в которых после глушения возникают трудности в повторном вызове пластового флюида), необходимо проверить дополнительную промывку ствола скважины.
14.26. По скважине, находящейся в испытании, ежедневно должен составляться суточный рапорт, в котором дается отчет о проведенных работах за истекшие сутки.
14.27. При длительной простое или консервации газовых скважин, находящихся в испытании, во избежание возникновения давления на устье над зоной перфорации необходимо установить цементный мост.
Б.2.4. (май 2021 г)
первая линия защиты — предотвращение притока пластового флюида в скважину за счет поддержания достаточного гидростатического давления столба жидкости;
вторая линия защиты — предотвращение поступления пластового флюида в скважину за счет использования гидростатического давления столба жидкости и противовыбросового оборудования;
третья линия защиты (защита от открытого выброса) — ликвидация газонефтеводопроявлений стандартными методами и обеспечение возможности возобновления первой линии защиты.
ФНП № 534 п. 410. Высота подъема тампонажного раствора по длине ствола скважины над кровлей продуктивных горизонтов, за устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения секций обсадных колонн, а также за башмаком предыдущей обсадной колонны в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150 и 500 м.
ФНП № 534 п.434. Для управления превенторами и гидравлическими задвижками устанавливаются основной и вспомогательный пульты:
основной пульт управления — на расстоянии не менее 10 м от устья скважины в удобном и безопасном месте;
вспомогательный — непосредственно возле пульта бурильщика. Он включается в режим оперативной готовности перед вскрытием продуктивных и газонефтеводопроявляющих пластов.
ФНП № 534 п. 2036. Работы по ремонту скважин ведутся под руководством работника обособленного структурного подразделения.
5.2. Освоение скважин на кусте, независимо от способа их последующей эксплуатации, должно производиться в соответствии с планом работ, утвержденным техническим руководителем предприятия и согласованным с заказчиком. Подготовка к работам по освоению скважин и сам процесс освоения должны соответствовать установленным требованиям безопасности.
5.3. Подключение освоенной скважины к коммуникациям сбора нефти должно производиться в строгом соответствии с проектом. Использование временных схем сбора и транспортирования нефти запрещается.
ФНП № 534 п. 1267. Ремонт скважин на кустовой площадке без остановки соседней скважины разрешается при условии осуществления и использования мероприятий и технических средств, предусмотренных планом.
Допускается ведение работ по освоению, ремонту и вводу в действие скважин с одновременным бурением на кусте и одновременная работа бригад по ремонту скважин. В таких условиях каждый производитель работ должен немедленно оповестить остальных участников работ на кусте о возникновении на его участке нестандартной ситуации (например, признаки ГНВП, отклонение от ТР). В таких случаях все работы на кусте приостанавливаются до устранения причин возникновения нестандартной ситуации.
Положение по одновременному ведению работ на кусте согласовывается с ПАСФ и утверждается организацией, эксплуатирующей ОПО (заказчиком).
ФНП № 534 Приложение 6 п. 2. В ПЛА должны предусматриваться:
2.1. Возможные аварии, места их возникновения и условия, опасные для жизни людей.
2.2. Мероприятия по спасению людей, застигнутых аварией.
2.3. Мероприятия по ликвидации аварий в начальной стадии их возникновения, а также первоочередные действия работников при возникновении аварий.
2.4. Места нахождения средств для спасения людей и ликвидации аварий.
2.5. Порядок взаимодействия с ПАСФ.
ФНП № 534 п. 436. При вскрытии коллекторов, насыщенных нефтью и газом, на буровой необходимо иметь два шаровых крана: один устанавливается между ведущей трубой и ее предохранительным переводником, второй является запасным. В случае использования верхнего привода автоматический шаровой кран с возможностью ручного управления должен включаться в его состав.
При вскрытии газовых пластов с аномально высоким давлением, горизонтов, содержащих сернистый водород, на буровой должно быть три крана: первый шаровой кран устанавливается между рабочей трубой и вертлюгом, второй — между рабочей трубой и ее предохранительным переводником, третий является запасным.
Все шаровые краны должны находиться в открытом состоянии.
ФНП № 534 п. 3.10. По наряду — допуску производят следующие работы:
передвижки вышечно — лебедочного блока, другого оборудования на новую позицию или скважину;
демонтаж буровой установки;
перфорацию, освоение скважин;
обвязку и подключение скважин к действующим системам сбора продукции и поддержания пластового давления;
монтаж передвижных агрегатов для освоения и ремонта скважин;
рекультивацию территории куста, амбаров.
Выдача наряда — допуска производится ответственным руководителем работ на кусте.
ФНП № 534 п. 387. Проектные решения по выбору плотности бурового раствора должны предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытие продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее:
10% для скважин глубиной по вертикали до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м);
5% для интервалов от 1200 м по вертикали до проектной глубины.
392. Не разрешается отклонение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), закачиваемого в скважину в процессе циркуляции, более чем на +/- 0,03 г/см3 от установленной рабочим проектом величины (кроме случаев ликвидации ГНВП и осложнений).
Testsmart
Вопрос
Каким должно быть расстояние между кустами или кустовой площадкой и одиночной скважиной?
А) Не менее 20 метров.
Б) Не менее 30 метров.
В) Не менее 40 метров.
Г) Не менее 50 метров.
Вопрос
Какое общее количество скважин в группе может быть размещено на кустовой площадке?
Г) Общее количество скважин устанавливается заказчиком по согласованию с территориальным управлением Ростехнадзора.
Вопрос
На каком расстоянии от устья бурящейся скважины должны быть расположены служебные и бытовые помещения?
А) На расстоянии, равном высоте вышки плюс 10 метров.
Б) На расстоянии, равном высоте вышки плюс 5 метров.
В) На расстоянии, равном высоте вышки.
Г) На расстоянии 3 метров от кустовой площадки.
Вопрос
В каком случае при освоении нефтяных месторождений в проектной документации должны быть предусмотрены дополнительные меры безопасности при испытании обсадных колонн на герметичность и обвязке устьев скважин противовыбросовым оборудованием?
А) При освоении нефтяных месторождений с газовым фактором более 200 м3/т.
Б) При освоении нефтяных месторождений, содержащих от 10 до 30 млн. т нефти.
В) При освоении нефтяных месторождений с тектонически слабонарушенными структурами, продуктивные пласты которых характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу.
Г) При освоении нефтяных месторождений, содержащих нефть с растворенным газом и свободный газ над нефтью, с газовым фактором более 100 м3/т.
Вопрос
Что является основной причиной возникновения газонефтеводопроявлений?
А) Значительное повышение пластичности, снижение прочности пород, увлажнение термомеханического воздействия (колебание противодавления и температуры массива).
Б) Упругое структурно-адсорбционное расширение пород стенок скважины, обусловленное их анизотропией, повышенной фильтрационной особенностью, всасыванием свободной воды и физико-механическим взаимодействием ее с частицами породы.
В) Поступление пластового флюида в ствол скважины вследствие превышения пластовым давлением забойного.
Г) Образование толстых корок (отложение твердой фазы раствора) на стволе скважины при разрезе высокопроницаемых пород, интенсивно поглощающих жидкую фазу раствора.
Вопрос
Какие действия включает в себя первая стадия защиты скважины при угрозе газонефтеводопроявления?
А) Предотвращение поступления пластового флюида в скважину за счет использования гидростатического давления столба жидкости и противовыбросового оборудования.
Б) Предотвращение притока пластового флюида в скважину за счет поддержания достаточного гидростатического давления столба жидкости.
В) Предотвращение поступления пластового флюида в скважину за счет снижения гидростатического давления столба раствора.
Г) Ликвидация газонефтеводопроявлений стандартными методами.
первая линия защиты — предотвращение притока пластового флюида в скважину за счет поддержания достаточного гидростатического давления столба жидкости;
вторая линия защиты — предотвращение поступления пластового флюида в скважину за счет использования гидростатического давления столба жидкости и противовыбросового оборудования;
третья линия защиты (защита от открытого выброса) — ликвидация газонефтеводопроявлений стандартными методами и обеспечение возможности возобновления первой линии защиты.
Вопрос
Какой должна быть высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения верхних секций обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах?
А) Не менее 100 и 440 метров соответственно.
Б) Не менее 110 и 460 метров соответственно.
В) Не менее 130 и 480 метров соответственно.
Г) Не менее 150 и 500 метров соответственно.
ФНП № 534 п. 410. Высота подъема тампонажного раствора по длине ствола скважины над кровлей продуктивных горизонтов, за устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения секций обсадных колонн, а также за башмаком предыдущей обсадной колонны в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150 и 500 м.
Вопрос
Кем устанавливается периодичность проверки плашечных превенторов на закрытие и открытие?
А) Буровым предприятием.
Б) Пользователем недр.
В) Противофонтанной службой.
Г) Проектной организацией.
Вопрос
Кто может быть допущен к работам на скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями?
А) Допускаются бурильщики, прошедшие производственное обучение, инструктаж, получившие допуск к самостоятельной работе.
Б) Допускаются бурильщики, прошедшие специальное обучение и сдавшие экзамен по правилам безопасности в нефтегазодобывающей промышленности и имеющие на это удостоверение.
В) Допускаются бурильщики и специалисты, прошедшие подготовку и проверку знаний по курсу
Г) Допускаются бурильщики, обученные по специальной программе, аттестованные квалификационной комиссией организации.
Вопрос
В каком месте устанавливается основной пульт для управления превенторами и гидравлическими задвижками?
На расстоянии не менее 10 м от устья скважины в удобном и безопасном месте
На расстоянии не менее 8 м от устья скважины в удобном и безопасном месте
На расстоянии не менее 6 м от устья скважины в удобном и безопасном месте
Основной пульт должен быть установлен непосредственно возле пульта бурильщика
ФНП № 534 п.434. Для управления превенторами и гидравлическими задвижками устанавливаются основной и вспомогательный пульты:
основной пульт управления — на расстоянии не менее 10 м от устья скважины в удобном и безопасном месте;
вспомогательный — непосредственно возле пульта бурильщика. Он включается в режим оперативной готовности перед вскрытием продуктивных и газонефтеводопроявляющих пластов.
Вопрос
При каком содержании газа в буровом растворе производится отбор проб газовоздушной среды в процессе бурения на рабочей площадке буровой, в насосном блоке, блоках очистки бурового раствора и емкостной системы?
Вопрос
В соответствии с чем должно производиться освоение скважин в кусте независимо от способа их последующей эксплуатации?
В соответствии с планом работ,
В соответствии с технологическим регламентом
В соответствии с проектной документацией
Вопрос
Кем должны проводиться работы по ремонту скважин?
Работниками эксплуатирующей организации
ФНП № 534 п. 2036. Работы по ремонту скважин ведутся под руководством работника обособленного структурного подразделения.
Вопрос
Что из перечисленного запрещается при освоении, эксплуатации и ремонте скважин?
На время ведения прострелочных работ (перфорации эксплуатационных колонн, ремонтных работ и т.д.) вокруг скважины устанавливается опасная зона радиусом не менее 10 м.
Подключение освоенной скважины к коммуникациям сбора нефти должно производиться с использованием временных схем сбора и транспортирования нефти
После сдачи заказчику кустовой площадки или ее части по акту подрядчик не несет никакой ответственности за инциденты и происшествия на этой территории
В пределах запретных (опасных) зон у эксплуатирующихся скважин не допускается присутствие лиц и транспортных средств, не связанных с непосредственным выполнением работ.
5.2. Освоение скважин на кусте, независимо от способа их последующей эксплуатации, должно производиться в соответствии с планом работ, утвержденным техническим руководителем предприятия и согласованным с заказчиком. Подготовка к работам по освоению скважин и сам процесс освоения должны соответствовать установленным требованиям безопасности.
5.3. Подключение освоенной скважины к коммуникациям сбора нефти должно производиться в строгом соответствии с проектом. Использование временных схем сбора и транспортирования нефти запрещается.
ФНП № 534 п. 1267. Ремонт скважин на кустовой площадке без остановки соседней скважины разрешается при условии осуществления и использования мероприятий и технических средств, предусмотренных планом.
Допускается ведение работ по освоению, ремонту и вводу в действие скважин с одновременным бурением на кусте и одновременная работа бригад по ремонту скважин. В таких условиях каждый производитель работ должен немедленно оповестить остальных участников работ на кусте о возникновении на его участке нестандартной ситуации (например, признаки ГНВП, отклонение от ТР). В таких случаях все работы на кусте приостанавливаются до устранения причин возникновения нестандартной ситуации.
Положение по одновременному ведению работ на кусте согласовывается с ПАСФ и утверждается организацией, эксплуатирующей ОПО (заказчиком).
Вопрос
Какие сведения не подлежат обязательному включению в план ликвидации аварий, составленный на каждую скважину с возможностью возникновения газонефтеводопроявлений или открытого фонтана?
Возможные аварии, места их возникновения и условия, опасные для жизни людей.
Мероприятия по спасению людей, застигнутых аварией.
Мероприятия по ликвидации аварий в начальной стадии их возникновения, а также первоочередные действия работников при возникновении аварий.
Места нахождения средств для спасения людей и ликвидации аварий.
Обязанности руководителя подразделения
ФНП № 534 Приложение 6 п. 2. В ПЛА должны предусматриваться:
2.1. Возможные аварии, места их возникновения и условия, опасные для жизни людей.
2.2. Мероприятия по спасению людей, застигнутых аварией.
2.3. Мероприятия по ликвидации аварий в начальной стадии их возникновения, а также первоочередные действия работников при возникновении аварий.
2.4. Места нахождения средств для спасения людей и ликвидации аварий.
2.5. Порядок взаимодействия с ПАСФ.
Вопрос
Сколько должно быть шаровых кранов на буровой при вскрытии газовых пластов с аномально высоким давлением и сероводородсодержащих пластов?
ФНП № 534 п. 436. При вскрытии коллекторов, насыщенных нефтью и газом, на буровой необходимо иметь два шаровых крана: один устанавливается между ведущей трубой и ее предохранительным переводником, второй является запасным. В случае использования верхнего привода автоматический шаровой кран с возможностью ручного управления должен включаться в его состав.
При вскрытии газовых пластов с аномально высоким давлением, горизонтов, содержащих сернистый водород, на буровой должно быть три крана: первый шаровой кран устанавливается между рабочей трубой и вертлюгом, второй — между рабочей трубой и ее предохранительным переводником, третий является запасным.
Все шаровые краны должны находиться в открытом состоянии.
Вопрос
Какие работы производят по наряду-допуску при одновременном производстве буровых работ, освоении и эксплуатации скважин на кусте?
Передвижки вышечно — лебедочного блока, другого оборудования на новую позицию или скважину; Демонтаж буровой установки;
Перфорацию, освоение скважин;
Обвязку и подключение скважин к действующим системам сбора продукции и поддержания пластового давления;
Монтаж передвижных агрегатов для освоения и ремонта скважин;
Все перечисленное верно
ФНП № 534 п. 3.10. По наряду — допуску производят следующие работы:
передвижки вышечно — лебедочного блока, другого оборудования на новую позицию или скважину;
демонтаж буровой установки;
перфорацию, освоение скважин;
обвязку и подключение скважин к действующим системам сбора продукции и поддержания пластового давления;
монтаж передвижных агрегатов для освоения и ремонта скважин;
рекультивацию территории куста, амбаров.
Выдача наряда — допуска производится ответственным руководителем работ на кусте.
Вопрос
Какое допускается отклоненение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), находящегося в циркуляции, от установленной проектом величины?
Более чем на +/- 0,01 г/см3 от установленной рабочим проектом величины
Более чем на +/- 0,02 г/см3 от установленной рабочим проектом величины
Более чем на +/- 0,03 г/см3 от установленной рабочим проектом величины
Более чем на +/- 0,05 г/см3 от установленной рабочим проектом величины
ФНП № 534 п. 387. Проектные решения по выбору плотности бурового раствора должны предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытие продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее:
10% для скважин глубиной по вертикали до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м);
5% для интервалов от 1200 м по вертикали до проектной глубины.
392. Не разрешается отклонение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), закачиваемого в скважину в процессе циркуляции, более чем на +/- 0,03 г/см3 от установленной рабочим проектом величины (кроме случаев ликвидации ГНВП и осложнений).
Вопрос
В каком случае допускается консервация скважины без спуска насосно-компрессорных труб при одновременном производстве буровых работ, освоении и эксплуатации скважин на кусте?
При непрерывном цикле работ на кусте по строительству скважин
После окончания бурения очередной скважины
Получения положительных результатов проверки качества цементирования, прочности и герметичности эксплуатационной колонны и устьевой обвязки
Источник: stroitelstvo-gid.ru