Литература(Разное)
Всё про нефть и газ
Главная
Начало
Литература
Подразделы
Разное
Справочник специалиста
13 ИСПЫТАНИЕ ОБСАДНЫХ КОЛОНН НА ГЕРМЕТИЧНОСТЬ
Порядок и условия проведения испытаний на герметичность обсадных труб и колонн
в скважине предусматриваются «Инструкцией по испытанию обсадных колонн на
герметичность», Москва, 1999г.
Основные
цели испытания обсадных труб и колонн на герметичность:
—
проверка прочности спущенных
обсадных колонн;
—
проверка качества и надёжности
обсадных колонн;
—
повышение противоаварийной
устойчивости производственных объектов.
Испытанию
на герметичность подлежат:
—
все кондуктора и технические
колонны, несущие противовыбросовое оборудование подвергаются испытанию на
герметичность и проверке качества цементирования под башмаком. Необходимость и
режим испытания кондукторов и технических колонн, на которых не предусмотрена
установка противовыбросового оборудования, устанавливается буровыми
предприятиями по согласованию с заказчиком.
—
эксплуатационные колонны после
первичного и ремонтного цементирования, других ремонтных работ в колонне,
установки цементных мостов для изоляции опробованных (выработанных) горизонтов.
Перед испытанием на герметичность обсадных колонн и качества их цементирования
должна быть произведена проверка расположения цемента в затрубном пространстве
и характера сцепления цементного камня с обсадной колонной.
Испытания
обсадных колонн должны обеспечить проверку:
—
герметичности цементного кольца у
башмака кондуктора или технической колонны;
—
герметичности обсадных колонн во
всём диапазоне интервалов, где возможно возникновение избыточных внутренних
давлений в процессе освоения, эксплуатации или аварийных ситуаций;
—
герметичности эксплуатационной
колонны при воздействии внешнего давления для скважин, где исключена
возможность избыточного давления на устье.
При испытании обсадных колонн должны выполняться следующие требования:
—
в процессе испытания колонн на
герметичность способом опрессовки создаваемое внутреннее давление на трубы
должно превышать не менее чем на 10% возможное давление, возникающее при
ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, а также при опробовании
и эксплуатации скважины;
—
межколонное пространство на устье
скважины опрессовывается водой или незамерзающей жидкостью на давление, не
превышающее остаточную прочность предыдущей обсадной колонны;
—
обсадные трубы эксплуатационных
колонн, а также кондукторов и технические колонн, несущих противовыбросовое
оборудование, подвергаются предварительному гидроиспытанию с выдержкой не мене
30 с при внутреннем давлении, превышающем не менее чем на 5% внутренне
избыточное давление, действующее на трубы колоны при испытании их в скважине;
—
испытание кондукторов и
промежуточных колонн на герметичность проводится опрессовкой с заполнением их
водой от устья до глубины 20-25 м, а в остальной части – буровым раствором,
которым проводилась продавка тампонирующей смеси;
—
после разбуривания цементного
стакана и выхода из башмака кондуктора на 1,0-3,0 м или перед вскрытием продуктивного пласта кондуктор или промежуточная колона вместе с
установленным на них противовыбросовым оборудованием для проверки качества
цементного кольца во избежание прорыва за башмак колонны жидкости или газа при
выбросах подвергаются повторной опрессовке при спущенной бурильной колонне с
закачкой на забой порции воды с подъёмом её в башмак на 10-20 м;
—
эксплуатационные колонны испытываются
на герметичность опрессовкой с предварительной заменой бурового раствора на
техническую воду (в том числе минерализованную);
—
в скважинах, на устье которых
избыточного давления может не быть, эксплуатационная колонна дополнительно
должна испытываться на герметичность снижением уровня воды до динамического
уровня при механизированной добыче нефти;
—
испытание колонны опрессовкой
производится с использованием технических средств, обеспечивающих плавный
подъём давления.
Обсадные колонны считаются герметичными, если в
течение 30 минут давление опрессовки снизилось не более чем, на 0,5 МПа (5,0
кгс/см2).
Во всех случаях давления испытания обсадных колонн и труб не должно быть меньше
величин, указанных в таблице 13.1.
Минимально необходимое давление при испытании колонн
Таблица 13.1.
Минимально необходимое давление,
(не менее), МПа
Наружный диаметр колонны, мм
377–508
273–351
219–245
178–194
168
140–146
114–127
Внутреннее давление на устье
при испытании верхней секции колонны, РОПу
6,5
7,5
9,0
9,5
11,5
12,5
15,0
Давление опрессовки (гидроиспытания)
труб на поверхности, Ропт
7,0
8,0
9,5
11,0
12,0
13,5
16,0
Испытание
эксплуатационной колонны снижением в ней уровня производится после испытания
внутренним давлением.
При испытании колонн способом
снижения уровня последний должен быть снижен до величин не менее, указанных в
таблице 13.2.
Величины снижения уровня
Таблица 13.2.
Глубина положения
искусственного забоя, м
до 500
500–1000
1000–1500
1500–2000
более 2000
Снижение уровня не менее, м
400
500
650
800
1000
При испытании колонн способом снижения уровня последний должен быть снижен до:
—
величин не менее указанных в
таблице 13.2;
—
уровня на 40-50 м ниже того, при котором предполагается вызов притока из объекта, подлежащего опробованию или
эксплуатации;
—
во всех случаях снижение уровня не
должно превышать значения, при котором гидростатическое давление жидкости в
колонне вызывает избыточное наружное давление на нее выше величин, предельно
допустимых на смятие;
—
снижение уровня жидкости
производится любым технологическим способом, отвечающим «Правилам безопасности
в нефтяной и газовой промышленности» ПБ 08-624-03.
При испытании способом снижения уровня колонна считается герметичной в том
случае, если повышение уровня, сниженного до требуемой величины, за 8 ч
наблюдения не превысит значений, указанных в таблице 13.3.
Допустимые величины подъема уровня
Таблица 13.3.
Снижение уровня наглубину,
м
Соответствующий ему подъем
уровня за 8 ч не более (м) при наружном диаметре колонны, мм
114–219
более 219
до 400
0,8
0,5
400–600
1,1
0,8
600–800
1,4
1,1
800–1000
1,7
1,3
более 1000
2,0
1,5
Замеры уровня должны производиться – первый через 3 ч после снижения, второй и
третий – через 2 ч после предыдущего и последний через 8 ч.
В случае если уровень в течение 8 ч поднимается на величину, большую, чем
указано в табл. 4.3, производится повторный замер в течение 8 ч. Если при
повторном замере уровень поднимается также больше нормы, колонна признается негерметичной,
и производятся работы по поиску и устранению дефектов.
БУРЕНИЕ СКВАЖИН.
РАЗДЕЛ 1.
НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОЕ БУРЕНИЕ.
1.1..Типовые профили наклонно-направленных скважин.
14
Профиль скважины – это проекция оси скважины на вертикальную плоскость, проходящую через её устье и
забой.
13.2Д
13 ИСПЫТАНИЕ ОБСАДНЫХ КОЛОНН НА ГЕРМЕТИЧНОСТЬ
Порядок и условия проведения испытаний на герметичность обсадных труб и колонн
в скважине предусматриваются «Инструкцией по испытанию обсадных колонн на
герметичность», Москва, 1999г.
Основные
цели испытания обсадных труб и колонн на герметичность:
—
проверка прочности спущенных
обсадных колонн;
—
проверка качества и надёжности
обсадных колонн;
—
повышение противоаварийной
устойчивости производственных объектов.
Испытанию
на герметичность подлежат:
—
все кондуктора и технические
колонны, несущие противовыбросовое оборудование подвергаются испытанию на
герметичность и проверке качества цементирования под башмаком. Необходимость и
режим испытания кондукторов и технических колонн, на которых не предусмотрена
установка противовыбросового оборудования, устанавливается буровыми
предприятиями по согласованию с заказчиком.
—
эксплуатационные колонны после
первичного и ремонтного цементирования, других ремонтных работ в колонне,
установки цементных мостов для изоляции опробованных (выработанных) горизонтов.
Перед испытанием на герметичность обсадных колонн и качества их цементирования
должна быть произведена проверка расположения цемента в затрубном пространстве
и характера сцепления цементного камня с обсадной колонной.
Испытания
обсадных колонн должны обеспечить проверку:
—
герметичности цементного кольца у
башмака кондуктора или технической колонны;
—
герметичности обсадных колонн во
всём диапазоне интервалов, где возможно возникновение избыточных внутренних
давлений в процессе освоения, эксплуатации или аварийных ситуаций;
—
герметичности эксплуатационной
колонны при воздействии внешнего давления для скважин, где исключена
возможность избыточного давления на устье.
При испытании обсадных колонн должны выполняться следующие требования:
—
в процессе испытания колонн на
герметичность способом опрессовки создаваемое внутреннее давление на трубы
должно превышать не менее чем на 10% возможное давление, возникающее при
ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, а также при опробовании
и эксплуатации скважины;
—
межколонное пространство на устье
скважины опрессовывается водой или незамерзающей жидкостью на давление, не
превышающее остаточную прочность предыдущей обсадной колонны;
—
обсадные трубы эксплуатационных
колонн, а также кондукторов и технические колонн, несущих противовыбросовое
оборудование, подвергаются предварительному гидроиспытанию с выдержкой не мене
30 с при внутреннем давлении, превышающем не менее чем на 5% внутренне
избыточное давление, действующее на трубы колоны при испытании их в скважине;
—
испытание кондукторов и
промежуточных колонн на герметичность проводится опрессовкой с заполнением их
водой от устья до глубины 20-25 м, а в остальной части – буровым раствором,
которым проводилась продавка тампонирующей смеси;
—
после разбуривания цементного
стакана и выхода из башмака кондуктора на 1,0-3,0 м или перед вскрытием продуктивного пласта кондуктор или промежуточная колона вместе с
установленным на них противовыбросовым оборудованием для проверки качества
цементного кольца во избежание прорыва за башмак колонны жидкости или газа при
выбросах подвергаются повторной опрессовке при спущенной бурильной колонне с
закачкой на забой порции воды с подъёмом её в башмак на 10-20 м;
—
эксплуатационные колонны испытываются
на герметичность опрессовкой с предварительной заменой бурового раствора на
техническую воду (в том числе минерализованную);
—
в скважинах, на устье которых
избыточного давления может не быть, эксплуатационная колонна дополнительно
должна испытываться на герметичность снижением уровня воды до динамического
уровня при механизированной добыче нефти;
—
испытание колонны опрессовкой
производится с использованием технических средств, обеспечивающих плавный
подъём давления.
Обсадные колонны считаются герметичными, если в
течение 30 минут давление опрессовки снизилось не более чем, на 0,5 МПа (5,0
кгс/см2).
Во всех случаях давления испытания обсадных колонн и труб не должно быть меньше
величин, указанных в таблице 13.1.
Минимально необходимое давление при испытании колонн
Таблица 13.1.
|
Минимально необходимое давление, |
Наружный диаметр колонны, мм |
||||||
|
377–508 |
273–351 |
219–245 |
178–194 |
168 |
140–146 |
114–127 |
|
|
Внутреннее давление на устье |
6,5 |
7,5 |
9,0 |
9,5 |
11,5 |
12,5 |
15,0 |
|
Давление опрессовки (гидроиспытания) |
7,0 |
8,0 |
9,5 |
11,0 |
12,0 |
13,5 |
16,0 |
Испытание
эксплуатационной колонны снижением в ней уровня производится после испытания
внутренним давлением.
При испытании колонн способом
снижения уровня последний должен быть снижен до величин не менее, указанных в
таблице 13.2.
Величины снижения уровня
Таблица 13.2.
|
Глубина положения |
до 500 |
500–1000 |
1000–1500 |
1500–2000 |
более 2000 |
|
Снижение уровня не менее, м |
400 |
500 |
650 |
800 |
1000 |
При испытании колонн способом снижения уровня последний должен быть снижен до:
—
величин не менее указанных в
таблице 13.2;
—
уровня на 40-50 м ниже того, при котором предполагается вызов притока из объекта, подлежащего опробованию или
эксплуатации;
—
во всех случаях снижение уровня не
должно превышать значения, при котором гидростатическое давление жидкости в
колонне вызывает избыточное наружное давление на нее выше величин, предельно
допустимых на смятие;
—
снижение уровня жидкости
производится любым технологическим способом, отвечающим «Правилам безопасности
в нефтяной и газовой промышленности» ПБ 08-624-03.
При испытании способом снижения уровня колонна считается герметичной в том
случае, если повышение уровня, сниженного до требуемой величины, за 8 ч
наблюдения не превысит значений, указанных в таблице 13.3.
Допустимые величины подъема уровня
Таблица 13.3.
|
Снижение уровня наглубину, м |
Соответствующий ему подъем |
|
|
114–219 |
более 219 |
|
|
до 400 |
0,8 |
0,5 |
|
400–600 |
1,1 |
0,8 |
|
600–800 |
1,4 |
1,1 |
|
800–1000 |
1,7 |
1,3 |
|
более 1000 |
2,0 |
1,5 |
Замеры уровня должны производиться – первый через 3 ч после снижения, второй и
третий – через 2 ч после предыдущего и последний через 8 ч.
В случае если уровень в течение 8 ч поднимается на величину, большую, чем
указано в табл. 4.3, производится повторный замер в течение 8 ч. Если при
повторном замере уровень поднимается также больше нормы, колонна признается негерметичной,
и производятся работы по поиску и устранению дефектов.
БУРЕНИЕ СКВАЖИН.
РАЗДЕЛ 1.
НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОЕ БУРЕНИЕ.
1.1..Типовые профили наклонно-направленных скважин.
14
Профиль скважины – это проекция оси скважины на вертикальную плоскость, проходящую через её устье и
забой.
 |
13.2Д
Рис. 1. Типы профилей.
Стандартные профили:
- вертикальный (рис. 1А);
- трёхинтервальный (рис. 1Б) с участками — вертикальным
(1), набора и корректировки параметров кривизны (2), стабилизации, либо
малоинтенсивного уменьшения зенитного угла (3); - четырёхинтервальный
(рис. 1В) с участками —
вертикальным (1), набора и корректировки параметров кривизны (2), стабилизации
зенитного угла в интервале работы глубинонасосного оборудования (3) и
уменьшения зенитного угла (4);
Специальные типы профилей:
- для пологих сважин (рис.
1Г) с участками — вертикальным
(1), первого набора зенитного угла (2), участка стабилизации в интервале
работы глубинонасосного оборудования (3), второго участка набора зенитного
угла (4), стабилизации или малоинтенсивного уменьшения зенитного угла до
входа в пласт(5); - для горизонтальных
скважин (рис. 1Д) с участками —
вертикальным (1), первого набора зенитного угла (2), участка стабилизации
в интервале работы глубинонасосного оборудования (3), второго участка
набора зенитного угла (4) и горизонтального (5); - для горизонтальных
скважин (рис. 1Е) с участками —
вертикальным (1), набора зенитного угла (2) и горизонтального (3).
Профили
водозаборных скважин аналогичны рекомендуемым выше, но отличаются глубиной
наклонного ствола, расположенного, как правило, ниже глубины спуска кондуктора.
1.2. Очерёдность бурения кустовых
наклонно-направленных скважин.
Скважины
на кустовой площадке должны быть размещены группами (позициями). Количество
скважин в группе устанавливается проектом, но не должно превышать восьми
скважин. Расстояние между группами должно быть не менее 15 м. [1].
Очерёдность
бурения скважин с кустовой площадки определяется в зависимости от величины
угла, измеряемого от направления движения станка до проектного направления на
забой скважины по ходу часовой стрелки [2]. При этом в первую очередь, бурятся скважины, для которых указанный
угол расположен в секторе 120 – 2400 (сначала скважины с большим
зенитным углом). Затем бурятся скважины, горизонтальные проекции которых с
направлением движения станка образуют угол, равный 60 – 1200 и 240 —
3000, а так же вертикальные скважины (в данном секторе допускается
забуривание наклонного ствола выше, чем в предыдущей скважине). В последнюю
очередь ведётся бурение скважин, для которых вышеуказанный угол ограничен
секторами 0 – 600 и 300 – 3600 , при этом сначала
бурятся скважины с меньшим зенитным углом.
Расстояние
между устьями скважин определяется в соответствии со схемами расположения
бурового и нефтепромыслового оборудования на кустовой площадке, согласованными
с территориальным органом Госгортехнадзора России и Управлением пожарной охраны.
Проводка
наклонных скважин осуществляется по программам, составленным с учётом
горизонтальных проекций и профилей ранее пробуренных скважин. Запрещается
начинать бурение очередной скважины, если по предыдущей скважине отсутствуют
данные о кривизне ствола.
Расстояние
по вертикали между точками забуривания наклонного ствола должно быть:
·
Не менее 30 м, если разность в азимутах забуривания менее 100;
·
Не менее 20 м, если разность составляет 10 – 200 ;
·
Не менее 10 м, если азимуты отличаются более чем на 200.
В интервале залегания
многолетнемёрзлых пород, ствол скважины должен быть вертикальным.
В
группе (позиции) скважин бурение более одной вертикальной скважины не допускается.
1.3. Графический метод определения угла установки
отклонителя.
Исходными
данными для определения угла установки являются начальный зенитный угол ствола
скважины (a1). азимут скважины (j1), необходимый зенитный угол (a3), угол изменения азимута (Dj),
интенсивность искривления на 10 м проходки для данного типа отклонителя (Da).
Для
определения угла установки отклонителя (aу) строят треугольник АОВ (см. рис. 2). Для этого
из точки А по горизонтали откладываем a1 (например в
масштабе 1 см:10). Получаем точку О. Далее в точке А с
помощью транспортира строим угол, равный по величине углу изменения азимута Dj и
откладываем отрезок АВ равный a3 в том же
масштабе. Соединяем точки О и В. Полученный угол aу есть угол установки отклонителя относительно плоскости
искривления скважины. При этом ОВ характеризует пространственный угол
искривления за интервал (a2). Величина
угла a2 (в
принятом масштабе), разделённая на интенсивность искривления на 10 м проходки определит длину интервала бурения с отклонителем.
При необходимости увеличения азимута, треугольник строится выше горизонтальной
линии ОА, при уменьшении азимута – наобо
рот.
Пример:
Зенитный
угол в начале интервала a1 = 140 , азимут скважины j1 = 900 , необходимый зенитный угол в конце интервала a3 =
200 . Необходимый азимут j3 =
1100 , интенсивность
искривления Da = 20 на 10 м.
Определяем
угол Dj = 1100 – 900 = 200 . Затем строим треугольник АОВ, замеряем угол
установки отклонителя и угол a2 (ОВ). Получаем
aу =
550 , a2 =
8,40.
По
замеренному значению a2 определяем длину интервала бурения с отклонителем:
Таким
образом, для увеличения азимута необходимо установить отклонитель под углом 550
вправо от плоскости искривления ствола скважины и бурить 42м. При этом
необходимо учесть поправку на угол закручивания бурильной колонны от
реактивного момента турбобура.
Для определения угла установки отклонителя в
процессе бурения участка набора зенитного угла или исправления траектории,
необходимо знать значения зенитного угла и азимута на забое скважины.
1.4.Схемы направления действия отклонителя.
1.5. Расчёт профилей наклонно-напрвленных скважин.
14.1.1
14.1.2 1.5.1.Расчёт четырёхинтервального профиля.
Расчёт
данного профиля (рис.1.в) проводится по следующей методике. Определяется
максимальный зенитный угол a при условии полной стабилизации
по формуле:
Где: R – радиус искривления участка
увеличения зенитного угла, м;
А – величина
отклонения забоя от вертикали, м;
H –
глубина скважины по вертикали, м;
h1 – длина вертикального участка, м.
Определяется длина участка
уменьшения зенитного угла:
Определяется
ориентировочный конечный зенитный угол aк при длине четвёртого участка, равной l4
(аналогично при расчёте трёхинтервального
профиля). Максимальный угол с учётом его снижения на четвёртом участке:
|
|
(11) |
14.2 Все элементы профиля
определяются по формулам, приведённым в таблице № 1.
14.3
Таблица 1.
14.4
Определение элементов
четырёхинтервального профиля.
|
Участки профиля |
14.4.1.1.1.1
|
Горизонтальная проекция, м |
Вертикальная проекция, м |
14.4.2 1 |
2 |
3 |
4 |
14.4.3 Вертикальный |
l1=h1 |
— |
h1 |
14.4.3.1.1.1
|
|||
|
Увеличения зенитного угла |
l2=0.01745´R´am |
a2=R´(1-cos am) |
h2=R´sin am |
|
Прямолинейно-наклонный |
l3=(h2+h3)/cos am |
14.4.3.2
|
h3=H-(h1+h2+h4) |
14.4.3.3
|
|||
|
Уменьшения зенитного угла |
|
14.4.3.4
|
h4 |
|
Суммарная длина |
L=l1+l2+l3+l4 |
14.4.3.5
|
14.4.3.6
|
2.10. Испытание колонн на герметичность
2.10.1. Все кондуктора, промежуточные и эксплуатационные колонны, несущие на себе противовыбросовое оборудование, после первичного и ремонтного цементирования, а также после установки цементных мостов для изоляции опробованных объектов, после окончания ОЗЦ должны подвергаться испытанию на герметичность и качество цементирования. Порядок и условия проведения испытаний устанавливаются в соответствии с требованиями «Инструкции по испытанию обсадных колонн на герметичность», Госгортехнадзор России, 11.03.1998 [26]. Все расчетные параметры испытаний устанавливаются с учетом фактического состояния скважины.
(в ред. Постановления Госгортехнадзора РФ от 11.08.2000 N 44)
2.10.2. Испытание кондукторов и технических колонн на герметичность проводится опрессовкой с заполнением их водой от устья до глубины 20 — 25 м, а в остальной части — буровым раствором, которым проводилась продавка тампонирующей смеси.
Эксплуатационная колонна испытывается на герметичность опрессовкой с предварительной заменой бурового раствора на техническую воду (в том числе минерализованную). В скважинах, на устье которых избыточного давления может не быть, эксплуатационная колонна дополнительно должна испытываться на герметичность снижением уровня воды до динамического уровня при механизированной добыче нефти.
(в ред. Постановления Госгортехнадзора РФ от 11.08.2000 N 44)
2.10.3. В процессе испытания колонн на герметичность способом опрессовки создаваемое внутреннее давление на трубы должно превышать не менее чем на 10% возможное давление, возникающее при ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, а также при опробовании и эксплуатации скважины. Колонна считается герметичной, если в течение 30 минут давление опрессовки снизилось не более чем на 5 кгс/кв. см (0,5 МПа).
2.10.4. Кондуктор и технические колонны вместе с установленным на них противовыбросовым оборудованием после разбуривания цементного стакана и выхода из-под башмака на 1 — 3 м повторно опрессовываются с закачкой на забой воды в объеме, обеспечивающем подъем ее на 10 — 20 м выше башмака.
Давление опрессовки определяется необходимостью обеспечения герметичности под башмаком колонны при закрытии устья скважины во время открытого фонтанирования.
Результаты опрессовки оформляются актом.
2.10.5. В газовых и газоконденсатных скважинах, в нефтяных скважинах с высоким газовым фактором (200 куб. м/т и выше) и других скважинах с избыточным давлением на устье более 100 кгс/кв. см (10 МПа) приустьевая часть колонны вместе с колонной головкой после опрессовки водой опрессовывается инертным газом (азотом) в соответствии с проектом. В обоснованных случаях разрешается по согласованию с территориальными органами Госгортехнадзора России производить опрессовку воздухом.
2.10.6. Межколонное пространство на устье скважины опрессовывается водой или незамерзающей жидкостью на давление, не превышающее остаточную прочность предыдущей колонны.
Продолжительность твердения цементных
растворов для кондукторов — 16 ч, а для
промежуточных и эксплуатационных колонн
— 24 ч.
По истечении срока схватывания и
твердения цементного раствора в скважину
спускают электротермометр для определения
фактической применяют и другие методы:
гамма-гамма-каротаж (ГГК) основано на
измерении разности плотностей цементного
камня и глинистого paствopа. Сущность
метода ГГК заключается в измерении
рассеянного гамма-излучения от источника,
помещенного на некотором расстоянии
от индикаторов.
В последние годы широко используется
акустический метод контроля качества
цементирования скважин. Он основан на
том, что часть обсадной колонны, не
закрепленная цементным камнем, при
испытании акустическим зондом
характеризуется колебаниями значительно
больших амплитуд по сравнению с
высококачественно зацементированной
колонной.
Далее проверяют колонну на герметичность.
В разведочных скважинах герметичность
колонны проверяют снижением уровня
жидкости, если плотность бурового
раствора была менее 1400 кг/м3, или
заменой более тяжелого бурового раствора
на воду. Колонна считается выдержавшей
испытание, если уровень жидкости в
течение 8 ч поднимается не более чем на
1 м в 146- и 168-мм колоннах и на 0,5 м в 194- и
219-мм колоннах и больше (не считая
первоначального повышения уровня за
счет стока жидкости со стенок колонны).
Для испытания обсадных колонн опрессовкой
обычно пользуются цементировочным
агрегатом. Для испытания обсадных колонн
на герметичность путем понижения уровня
пользуются компрессором или желонкой,
опускаемой в скважину на канате.
При испытании на герметичность может
оказаться, что колонна негерметична.
Одно из первоначальных мероприятий по
устранению негерметичности — определение
места утечки в колонне. Для этого проводят
исследования резистивиметром, который
служит для измерения удельного
сопротивления жидкости. После замера
электросопро-тивляемости однородной
жидкости внутри колонны получают
диаграмму равного сопротивления,
выраженную прямой линией по оси ординат.
Вызывая снижением уровня в колонне
приток воды и вновь замеряя сопротивление,
получают другую диаграмму, точки
отклонения которой от первой диаграммы
связаны с местом течи в колонне.
После установления места течи в колонне
производят дополнительное
цементирование по способу Н.К.Байбакова,
опуская трубы, через которые будет
прокачиваться цементный раствор, на
1-2 м ниже места течи.
2.4 Испытание скважин на продуктивность
2.4.1 В процессе бурения испытателем пластов
Под опробованием пласта понимается
комплекс работ, имеющих целью вызов
притока из пласта, отбор проб, пластовой
жидкости, оценка характера насыщенности
пласта и в отдельных случаях определение
его ориентировочного дебита. Опробование
целесообразнее всего осуществлять в
процессе бурения при помощи испытателей
пластов.
Под испытанием пласта понимается
комплекс работ, обеспечивающий вызов
притока, отбор проб в пластовой жидкости
и газа, выявление газонефтесодержании
пласта, определение основных
гидродинамических параметров пласта
(пластовое давление, гидропроводность,
коэффициент продуктивности и дебит
скважин). Испытание пластов проводится
как в процессе бурения скважин, так и
после окончания бурения и спуска
эксплуатационной колонны. Испытание
скважин проводится с целью установления
промышленной нефтегазоносности пластов,
оценки их продуктивной характеристики
и получения необходимых данных для
подсчета запаса нефти и газа в
составлении проектов разработки
месторождений.
В настоящее время разработаны испытатели
пластов трех типов применяемых в процессе
бурения скважин: испытатели, спускаемые
в скважину на колонне бурильных труб,
спускаемые на в скважину и внутрь
бурильной колонны наибольшее
распространение получили испытатели
пластов, спускаемые в скважину на
бурильных трубах, — трубные испытатели.
Принцип работы трубного пластоиспытателя
заключается в том, что при помощи пакера
изолируют интервал, подлежащий испытанию,
от остальной части ствола. Затем снижают
давление для получения необходимой
депрессии в под пакерном или между
пакерном пространстве. Депрессию
регулируют за счет высоты столба жидкости
в колонне бурильных труб, а также ее
плотности. Под влиянием депрессии
пластовые флюиды поступают в скважину,
а из нее — через фильтр в колонну бурильных
труб. Глубинный манометр, установленный
в испытателе пластов, записывает все
происходящие в скважине изменения в
давлении специальным пробоотборником
отбираются пробы поступивших в колонну
бурильных труб пластовых флюидов (нефть,
вода) или они могут быть подняты на
поверхность непосредственно в испытателе
пластов. Термометр, установленный в
специальном кармане пластоиспытателя,
фиксирует забойную температуру.
Испытание (опробование) перспективных
объектов в процессе бурения должно
производиться, исходя из степени
изученности разреза. При технологической
необходимости (негерметичность пакеровки,
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.
В последнее время нашли применение
многоцикловые испытатели пластов.
Испытание пластов в несколько циклов
позволяет получить уверенные (однозначные)
результаты испытания. При получении
уверенных отрицательных результатов
испытания в открытом стволе объект
повторному испытанию в колонне не
подлежит.
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
испытания на герметичность обсадной колонны и устьевого оборудования
Скважина № _______________ площади (месторождения)
«___» _________________ ____ г. ________________
место составления
Мы, нижеподписавшиеся, представители:
От Заказчика ____________________________________________________________________
Должность, Ф.И.О.
От Подрядчика __________________________________________________________________
Должность, Ф.И.О.
От _____________________________________________________________________________
Должность, Ф.И.О., наименование организации —
________________________________________________________________________________
Госгортехнадзора, противофонтанной службы
Составили настоящий акт об испытании на герметичность обсадной колонны и устьевого оборудования.
1. Данные по скважине
1.1. Глубина забоя по длине ствола _____ м, по вертикали _____ м
1.2. Наименование колонны________________________________________________________
1.3. Наружный диаметр колонны, мм, в интервале от _____ до _____ м, от _____ до _____ м.
1.4. Диаметр ________ мм, интервал от __________ до м, тип ____________________ незацементированного фильтра.
1.5. Типы и глубины установки, м, устройств для ступенчатого цементирования, стыковки секций, «головы» потайной колонны ___________________________________________________
1.6. Глубина «головы» цементного стакана верхней ступени (секции) ____ м; промежуточной ступени (секции) ____ м, над башмаком колонны _____________ м.
1.7. Фактические интервалы цементирования по геофизическим данным (по ступеням, секциям)
________________________________________________________________________________
1.8. Тип колонной головки ________________________________________________________
1.9. Тип, состав устьевого противовыбросового оборудования
________________________________________________________________________________
1.10. Величина натяжения (разгрузки) колонны при подвеске на колонную головку
_____________________________________________________________________________ тс.
1.11. Тип, плотность, г/см3, бурового раствора за обсадной колонной
________________________________________________________________________________
2. Испытание на внутреннее давление жидкостью
2.1. Дата испытания ______________________________
2.2. Диаметр, мм, интервал испытываемой колонны до разбуривания цементного стакана от _____ до _____ м.
2.3. Перед испытанием колонна заполнена жидкостью плотностью от _____ до _____ м _____ г/см3, от _____ до _____ м _____ г/см3
2.4. Продолжительность ОЗЦ от окончания цементирования испытываемой колонны (ступени, секции) ________________ ч
2.5. Нагнетаемый агент ___________________________________________________________
2.6. Нагнетание агента осуществлялось через _________________________________________
место закачивания
2.7. Объем закачанного агента ___________________________________________________ м3
2.8. Давление поднято до _____________________________________________________ МПа
2.9. Наблюдение в течение _____________________________________________________ мин
2.10. Изменение давления от _______________________ до ________________________ МПа
2.11. Объем вышедшего агента при снятии давления ________________________________ м3
2.12. Заключение _________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
3. Испытание на внутреннее давление газообразным агентом _____________________
наименование агента
3.1. Дата испытания ______________________________________________________________
3.2. Диаметр испытываемой колонны ____________________________________________ мм
3.3. Глубина «головы» цементного стакана _________________________________________ м
3.4. Продолжительность ОЗЦ после окончания цементирования испытываемой колонны (ступени, секции) ________ ч
3.5. В колонну спущены трубы диаметром ______________ мм до глубины _____________ м.
3.6. Скважина заполнена ____________________ плотностью ______ г/см3
наименование жидкости
3.7. Операции по испытанию ______________________________________________________
________________________________________________________________________________
3.8. Заключение __________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
4. Испытание цементного кольца за башмаком колонны
4.1. Дата испытания ______________________________________________________________
4.2. Диаметр обсадной колонны _________________________________________________ мм.
4.3. Глубина башмака колонны по длине ______________ м по вертикали ______________ м.
4.4. Интервал разбуривания цементного стакана по длине от __________ м до ___________ м.
4.5. Продолжительность ОЗЦ после окончания цементирования ____ч.
4.6. Обсадная колонна заполнена перед испытанием
____________________ плотностью ________ г/см3.
наименование жидкости
4.7. Обсадная колонна заполнена при испытании от _____ м до _____ м __________________
наименование жидкости
плотностью _____ г/см3, от _____ м до _____ м, _________________ плотностью, _____ г/см3
наименование жидкости
4.8. Давление гидроразрыва пород у башмака колонны ____________________________ МПа
4.9. Испытание колонны:
4.9.1. Закачано ____________________ плотностью _____ г/см3
наименование жидкости
4.9.2. Давление поднято до ___________________________________________________ МПа.
4.9.3. Выдержка под давлением ________________________________________________ мин.
4.9.4. Давление изменилось от _____ до _____ МПа.
4.9.5. Объем вышедшего из колонны агента при снижении давления _____ м3.
5. Заключение ___________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
Подписи членов комиссии: ________________________________________________________
ФИО
________________________________________________________
ФИО
________________________________________________________
ФИО
Приложение 18
Примерное содержание формы
УЧЕТНАЯ КАРТОЧКА НА КРЕПЛЕНИЕ СКВАЖИНЫ
1. № скважины и площадь (месторождение).
2. Наименование буровой организации.
3. Глубина забоя ствола скважины* с указанием — условно-вертикальная, наклоннонаправленная, горизонтальная.
4. Диаметр обсадной колонны с указанием глубины перехода диаметров при двухразмерной колонне.
5. Наименование (назначение) обсадной колонны.
6. Интервал спуска обсадной колонны.
7. Способ цементирования.
8. Дата составления карточки.
________________
* Здесь и далее глубины и интервалы указываются по длине ствола скважины (колонны)
Содержание формы
1. Сведения о предыдущей обсадной колонне (при спущенной потайной колонне — с учетом предшествующей промежуточной колонны).
1.1. Диаметр, глубина перехода диаметра.
1.2. Глубина башмака.
2. Сведения о стволе скважины.
2.1. Диаметр номинальный.
2.2. Условно осредненный диаметр по всему стволу.
3. Геостатическая температура на глубине башмака колонны. При отсутствии данных — статическая температура с указанием продолжительности отсутствия циркуляции перед измерением.
4. Параметры бурового раствора.
4.1. По окончании последнего долбления.
4.2. По окончании подготовки ствола скважины к спуску обсадной колонны.
4.3. Перед цементированием.
5. Вид флюида во вскрытом продуктивном горизонте (ах).
6. Пластовые давления в обсаживаемом стволе скважины по характерным горизонтам с указанием глубины кровли по вертикали и длине.
7. Подготовка ствола скважины.
7.1. Компоновки КНБК в порядке применения с указанием вида работ — проработка, шаблонирование.
7.2. Глубины, продолжительность и режимы промежуточных промывок при спуске КНБК.
7.3. Продолжительность и режим промывки на конечной глубине.
7.4. Вид обработок и добавок к буровому раствору.
7.5. Параметры бурового раствора перед подъемом КНБК под спуск колонны.
8. Спуск обсадной колонны.
8.1. Календарные даты и время: окончания промывки перед подъемом КНБК и начала спуска колонны; продолжительность нахождения скважины без промывки.
8.2. Компоновка спущенной колонны по форме «Мера обсадной колонны», прилагаемой к Учетной карточке.
8.3. Дата и время начала и окончания спуска колонны, в том числе раздельно по спуску колонны и допуску на бурильных трубах нижней секции.
8.4. Скорость спуска колонны поинтервально.
8.5. Промывки скважины, дата, время, режим:
— промежуточные, глубины;
— после спуска секции;
— после допуска колонны.
8.6. Характер выхода раствора на устье при спуске колонны поинтервально.
8.7. Характер выхода раствора на устье при промывках.
8.8. Параметры бурового раствора по окончании промывки перед цементированием.
9. Буферная жидкость и жидкость затворения — анализы по формам прил. 9 и 11 к Инструкции:
9.1. Способ приготовления.
9.2. Приготовленный объем, параметры.
9.3. Расход воды (другой жидкости), материалов и химреагентов на весь объем.
10. Тампонажный материал (композиция).
10.1. Тип, марка, ГОСТ, ОСТ, ТУ исходного цемента.
10.2. Добавки сухих компонентов — тип, ГОСТ, ОСТ, ТУ.
10.3. Состав сухой композиции в массовых частях.
10.4. Способ приготовления сухой композиции.
10.5. Количество (масса) сухого материала по типам, загруженного в смесительные машины, накопители для затворения.
11. Состав цементировочной техники по типам (маркам, шифрам) и количеству единиц, участвующих в цементировании:
11.1. Цементировочные агрегаты, диаметр цилиндровых втулок.
11.2. Цементно-смесительные машины или другие средства затворения цемента, тип гидросмесительного устройства, тип насадка («штуцера») на смесителе и размер.
11.3. Осреднительные емкости.
11.4. Манифольд высокого давления.
11.5. Станция контроля процесса цементирования.
11.6. Цементировочная головка.
11.7. Комплект цементировочных пробок, последовательность пуска пробок в колонну.
12. Цементирование обсадной колонны, — дата, час начала затворения и определения давления «стоп».
12.1. Объем закачанной буферной жидкости перед тампонажным раствором.
12.2. Затворение и закачивание тампонажного раствора по типам раствора:
— начало-конец затворения;
— начало-конец закачивания;
— средняя плотность по объему, закачанному в скважину;
— режим закачивания, давление.
12.3. Время от окончания закачивания тампонажного раствора до начала продавливания (закачивания буферной жидкости).
12.4. Объем буферной жидкости после тампонажного раствора и режим закачивания.
12.5. Продавливание тампонажного раствора (с учетом буферной жидкости):
— тип, параметры продавочной жидкости;
— начало-конец;
— режим продавливания по объемам и продолжительности основного объема;
— объем жидкости на определение давления «стоп»;
— определение давления «стоп»: начало-конец, давление перед «стоп», давление «стоп».
12.6. Положение обсадной колонны при цементировании (на крюке, расхаживание, на роторе).
12.7. Характер выхода бурового раствора на устье по операциям процесса цементирования.
13. Период ОЗЦ.
13.1. Состояние обратного клапана.
13.2. Положение обсадной колонны (бурильных труб, в случае спуска секцией), показания индикатора веса.
13.3. Положение цементировочной головки «открыто-закрыто», избыточное давление.
13.4. Положение превентора и задвижки (крана) на затрубном пространстве «открыто-закрыто», избыточное давление (создаваемое или самопроизвольное, перелив).
13.5. Продолжительность ОЗЦ:
— до разгерметизации затрубного пространства;
— до снятия цементировочной головки;
— до разгрузки колонны на ротор;
— до начала проведения геофизических работ в колонне;
— до начала оборудования устья скважины (с момента разгрузки обсадной колонны).
14. Работы в обсадной колонне после цементирования нижней ступени (секции) колонны пооперационно с отражением минимума технологических сведений с указанием дат и времени.
15. Оборудование устья скважины, дата, время.
15.1. Типоразмер устьевого оборудования.
15.2. Разгрузка — натяжка обсадной колонны, остаточная натяжка.
15.3. Испытание устьевого оборудования.
16. Результаты оценки качества цементирования по геофизическим данным.
16.1. Виды операций.
16.2. Высота подъема цемента от устья.
16.3. Распределение цемента за колонной поинтервально.
16.4. Наличие затрубных перетоков.
17. Испытание обсадной колонны на герметичность пооперационно, в том числе СПО, разбуривание внутриколонного оборудования, испытание после разбуривания.
17.1. Дата, время.
17.2. Рабочий агент при испытании.
17.3. Вид операции, параметры.
17.4. Результаты испытания.
18. Оформление Учетной карточки.
18.1. Карточка оформляется непосредственно на буровой.
18.2. Подписывается с указанием должности, предприятия, ФИО:
— руководителем буровой бригады;
— ответственными представителями геологической и технологической служб бурового предприятия;
— ответственным представителем предприятия — Заказчика;
— ответственным представителем тампонажного предприятия.
18.3. Утверждается руководителями (гл. инженер или гл. геолог) предприятий — Заказчика и Подрядчика.
Примечание. Целесообразно разрабатывать отдельные формы Учетной карточки для кондуктора, обсадной колонны, спускаемой в один прием и цементируемой в один прием или в две-три ступени, обсадной колонны, спускаемой секциями.
Приложение
к Учетной карточке на крепление скважины
Компоновка спущенной ________ мм колонны
В скв. № ______________ площади (месторождения) «___» _________________ ____ г.
| № в порядке спуска | Наружный диаметр труб, мм | Толщина стенки, мм | Группа прочности стали | ГОСТ, ОСТ, ТУ стандарт (импорт.) | Тип резьбы | Завод-изготовитель, фирма | Номер и дата сертификата | Заводской номер трубы | Сведения о контроле труб перед спуском | Герметизи-
рующий состав при спуске |
Длина трубы, м | Внутриколонная и заколонная оснастка | Нарастающая длина колонны, м | |
| Наименование, тип, шифр | Длина в составе колонны, расстояние от башмака, м | |||||||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 |
Ответственные представители:
| От бурового предприятия | От Заказчика | ||
| __________________________________
Наименование бурового предприятия |
_________________________________
Наименование предприятия |
||
| __________________________________
Должность технолога, ФИО |
_________
подпись |
_______________
должность, ФИО |
___________
подпись |
| Должность геолога, ФИО | _________ | ||
| __________________________________
Начальник буровой (бур. мастер) |
_________
подпись |
СОДЕРЖАНИЕ
АННОТАЦИЯ
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
2. КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН
3. ПОДГОТОВКА БУРОВОЙ УСТАНОВКИ, ОБОРУДОВАНИЯ, ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ
4. ОБСАДНЫЕ ТРУБЫ
5. ТАМПОНАЖНЫЕ МАТЕРИАЛЫ
6. ТАМПОНАЖНЫЕ РАСТВОРЫ
7. БУФЕРНЫЕ ЖИДКОСТИ (системы)
8. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ОСНАСТКА ОБСАДНЫХ КОЛОНН
9. ЦЕМЕНТИРОВОЧНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
10. ПОДГОТОВКА СТВОЛА СКВАЖИНЫ К СПУСКУ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ
11. СПУСК ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ
12. ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ ОБСАДНЫХ КОЛОНН
13. ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ ПОСЛЕ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН
14. ОСОБЕННОСТИ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН В ЗОНАХ РАСПРОСТРАНЕНИЯ МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ПОРОД
ПРИЛОЖЕНИЯ
ПРИЛОЖЕНИЕ 1. МЕТОДИКА РАСЧЕТА УСЛОВИЙ ПРОХОДИМОСТИ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ ПО СТВОЛУ СКВАЖИНЫ
ПРИЛОЖЕНИЕ 2. ПРОЧНОСТНОЙ РАСЧЕТ НЕЦЕМЕНТИРУЕМОЙ ВЕРХНЕЙ ЧАСТИ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ
ПРИЛОЖЕНИЕ 3. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ВЫБОРУ ТАМПОНАЖНЫХ МАТЕРИАЛОВ И РАСТВОРОВ
ПРИЛОЖЕНИЕ 4. ГИДРАВЛИЧЕСКАЯ ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ
ПРИЛОЖЕНИЕ 5. ПРИМЕРНОЕ СОДЕРЖАНИЕ ФОРМЫ ПЛАНА РАБОТ НА КРЕПЛЕНИЕ СКВАЖИН
ПРИЛОЖЕНИЕ 6. ВЫБОР СОСТАВА ЦЕМЕНТИРОВОЧНОГО ОБОРУДОВАНИЯ. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
ПРИЛОЖЕНИЕ 7. АКТ О ГОТОВНОСТИ БУРОВОЙ УСТАНОВКИ К КРЕПЛЕНИЮ СКВАЖИНЫ
ПРИЛОЖЕНИЕ 8. АКТ О ПОДГОТОВКЕ ОБСАДНЫХ ТРУБ ДЛЯ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИНЫ
ПРИЛОЖЕНИЕ 9. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ВЫБОРУ БУФЕРНЫХ ЖИДКОСТЕЙ (систем)
ПРИЛОЖЕНИЕ 10. К РАСЧЕТУ ЦЕМЕНТНЫХ МОСТОВ
ПРИЛОЖЕНИЕ 11. РЕЦЕПТУРА ТАМПОНАЖНОГО РАСТВОРА
ПРИЛОЖЕНИЕ 12. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ОСНАСТКА ОБСАДНЫХ КОЛОНН
ПРИЛОЖЕНИЕ 13. ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ С ОПОРНОЙ ПЛИТОЙ
ПРИЛОЖЕНИЕ 14. ГЕРМЕТИЗИРУЮЩИЕ СОСТАВЫ И МАТЕРИАЛЫ ДЛЯ РЕЗЬБОВЫХ СОЕДИНЕНИЙ ОБСАДНЫХ ТРУБ
ПРИЛОЖЕНИЕ 15. МЕТОДИКА ВЫБОРА СКОРОСТИ СПУСКА ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ
ПРИЛОЖЕНИЕ 16. ОЦЕНКА КАЧЕСТВА КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН ГЕОФИЗИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ
ПРИЛОЖЕНИЕ 17. АКТ ИСПЫТАНИЯ НА ГЕРМЕТИЧНОСТЬ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ И УСТЬЕВОГО ОБОРУДОВАНИЯ
ПРИЛОЖЕНИЕ 18. ПРИМЕРНОЕ СОДЕРЖАНИЕ ФОРМЫ — УЧЕТНАЯ КАРТОЧКА НА КРЕПЛЕНИЕ СКВАЖИНЫ