СТО Газпром 2-3.2-168-2007

  Главная      Учебники - Газпром     

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

  

 

содержание   ..  110  111  112  113  114  115  116  117  .. 

 


 

Москва 2008

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

 


 

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ


 

ДОКУМЕНТЫ НОРМАТИВНЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ, СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ ОАО «ГАЗПРОМ»


 

ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНАЯ СКВАЖИНА. ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ И РЕШЕНИЯ


 

СТО Газпром 2-3.2-168-2007


 

Издание официальное


 

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

Общество с ограниченной ответственностью

«ТюменНИИгипрогаз»


 

Общество с ограниченной ответственностью

«Информационно-рекламный центр газовой промышленности» Москва 2008

СТО Газпром 2-3.2-168-2007


 

Предисловие


 

  1. РАЗРАБОТАН


     

  2. ВНЕСЕН


     

  3. УТВЕРЖДЕН

    И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ


     

  4. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Обществом с ограниченной ответственностью «ТюменНИИгипрогаз»


 

Управлением по бурению газовых и газоконденсатных скважин Департамента по добыче газа, газового конденсата, нефти ОАО «Газпром»


 

Распоряжением ОАО «Газпром» от 26 октября 2007 г. № 358 с 1 мая 2008 г.


 

© ОАО «Газпром», 2007

© Разработка ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2007

© Оформление ООО «ИРЦ Газпром», 2008


 


 

Распространение настоящего стандарта осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»


 

II

Содержание

  1. Область применения 1

  2. Нормативные ссылки 1

  3. Термины и определения 3

  4. Обозначения и сокращения 5

  5. Требования к проектированию скважин на стадии выполнения

    проекта разработки месторождения 5

  6. Требования к рабочему проектированию строительства эксплуатационных газоконденсатных скважин 6

  7. Требования к строительству эксплуатационных газоконденсатных скважин 11

  8. Требования к контролю качества строительства газоконденсатных скважин 13

  9. Требования к эксплуатации газоконденсатных скважин 15

  10. Требования промышленной безопасности 16

    Библиография 18


     

    III

    СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА

    «ГАЗПРОМ»


     


     

    image

    ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНАЯ СКВАЖИНА. ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ И РЕШЕНИЯ

    image

    Дата введения – 2008-05-01


     

    1. Область применения


       

      Настоящий стандарт распространяется на эксплуатационные газоконденсатные скважины валанжинских отложений месторождений дочерних обществ ОАО «Газпром» в Тюменской области и устанавливает технические требования к проектированию, строительству и эксплуатации скважин.


       

    2. Нормативные ссылки


       

      В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты: ГОСТ 632-80 Трубы обсадные и муфты к ним. Технические условия

      ГОСТ 633-80 Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним. Технические условия ГОСТ 1581-96 Портландцементы тампонажные. Технические условия

      ГОСТ 13846-89 Арматура фонтанная и нагнетательная. Типовые схемы, основные параметры и технические требования к конструкции

      ГОСТ Р 51365-99 (ИСО 10423-94) Оборудование нефтепромысловое добычное устьевое. Общие технические условия

      ГОСТ Р 52203-2004 Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним. Технические условия СТО Газпром РД 1.2-094-2004 Инструкция по организации и безопасному ведению

      работ при ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов

      СТО Газпром РД 2.1-142-2005 Методика расчета допустимых значений параметров конструкций скважин, температурного режима их эксплуатации, технических решений по обеспечению устойчивости и целостности устья и обсадных колонн

      СТО Газпром РД 2.1-144-2005 Лигносульфонатные реагенты для обработки буровых растворов. Технические требования

      СТО Газпром РД 2.1-145-2005 Полимеры на основе эфиров целлюлозы для обработки буровых растворов. Технические требования


       

      image

      Издание официальное


       

      1

      СТО Газпром 2-3.2-168-2007


       

      СТО Газпром РД 2.1-146-2005 Смазочные компоненты буровых растворов. Технические требования

      СТО Газпром РД 2.1-147-2005 Материалы для утяжеления буровых растворов при строительстве скважин. Технические требования

      СТО Газпром РД 2.1-148-2005 Тампонажные портландцементы. Технические требо-

      вания


       

      СТО Газпром РД 2.1-149-2005 Глинопорошки для строительства скважин. Технические

      требования

      СТО Газпром РД 2.1-150-2005 Реагенты на основе крахмала для обработки буровых растворов. Технические требования

      СТО Газпром РД 39-1.2-086-03 Положение по организации обучения и аттестации персонала дочерних обществ и организаций ОАО «Газпром» в области предупреждения и ликвидации ГНВП при строительстве, эксплуатации и ремонте скважин

      СТО Газпром 2-3.2-037-2005 Требования к организации и производству работ по бурению, освоению и эксплуатации скважин на кустах Бованенковского месторождения

      СТО Газпром 2-3.2-090-2006 Кольматирующие наполнители для буровых растворов.

      Технические требования

      СТО Газпром 2-3.3-044-2005 Компоновки подземного и устьевого оборудования газовых и газоконденсатных скважин месторождений полуострова Ямал

      СТО Газпром 2-3.3-077-2006 Правила создания и функционирования информационного обеспечения системы технического обслуживания и ремонта скважин

      СТО Газпром 2-3.3-078-2006 Основные правила оценивания надежности скважинного фонда на этапе эксплуатации

      СТО Газпром 15-2005 Методика прогноза параметров области протаивания и зоны просадок пород в приустьевой зоне добывающих скважин

      СТО Газпром 16-2005 Регламент по проектированию крепи добывающих скважин с учетом свойств мерзлых пород

      СТО Газпром 17-2005 Требования к производству работ и организации строительства скважин в водоохранных зонах на месторождениях Крайнего Севера

      СТО Газпром 2-3.3-119-2007 Руководство по технологии гидроразрыва сложнопостроенных газоконденсатных объектов месторождений севера Западной Сибири

      СТО Газпром 2-3.3-120-2007 Руководство по разработке проекта на консервацию, расконсервацию и ликвидацию скважин


       

      2

      СТО Газпром 2-3.2-168-2007


       

      П р и м е ч а н и е – При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) стандартом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.


       

    3. Термины и определения


       

      3.1 скважина: Сооружение в виде ориентированной в пространстве горной выработки, имеющее собственную архитектуру и назначение и оснащенное технологическим оборудованием.

      [СТО Газпром 2-3.3-077-2006, статья 3.1.1.2]

       

      В настоящем стандарте применены термины по СТО Газпром 2-3.3-077, СТО Газпром 2-3.3-078, а также следующие термины с соответствующими определениями:


       

      1. многозабойная скважина: Скважина, состоящая из основного ствола и одного или нескольких ответвлений.

      2. газоконденсатная скважина: Скважина, обеспечивающая транспорт газоконденсатной смеси из пласта на поверхность.

      3. газовый конденсат: Смесь жидких углеводородов (С5+высшие), выделяющаяся из при-

        родных газов при эксплуатации газоконденсатной залежи в результате снижения пластового давления и температуры.

      4. газоконденсатная залежь: Единичное скопление в недрах газообразных углеводородов, в котором в парообразном состоянии находятся бензино-керосиновые и реже более высокомолекулярные компоненты.

      5. жизненный цикл газоконденсатного месторождения: Стадия разработки месторождения, на которой реализуется и поддерживается, в том числе реконструкцией, эффективность добычи с учетом обеспечения максимального коэффициента газоконденсатоотдачи.

      6. коэффициент кавернозности ствола скважины: Отношение фактического диаметра ствола к номинальному, равному диаметру породоразрушающего инструмента.

      7. конструкция скважины: Совокупность интервалов ствола скважины, концентричных им обсадных колонн и цементных колец за обсадными трубами, их геометрические характеристики, включая профиль, диаметры, глубины, физико-механические характеристики и конструктивные особенности основных элементов.

      8. крепление скважины: Процесс крепления стенок скважин обсадными трубами и тампонажным материалом.


         

        3

        СТО Газпром 2-3.2-168-2007


         

      9. крепь скважины: Совокупность соосных концентрических колонн обсадных труб, межтрубное и затрубное пространство которых заполнено тампонажным материалом.

        3.12 надежность скважин(ы) на этапе эксплуатации: Описание зависимости свойства готовности скважин(ы) от характеристик безотказности, ремонтопригодности и обеспечения техническим обслуживанием и ремонтом.

        [СТО Газпром 2-3.3-078-2006, статья 3.1.1]

         

      10. лифтовая колонна: Колонна насосно-компрессорных труб в скважине, служащая для подъема газоконденсатной смеси на поверхность и предохранения эксплуатационной колонны от коррозии и термобарических нагрузок.


 

    1. профиль скважины: Проекция оси скважины на вертикальную плоскость, проходящую через ее устье и забой.

    2. ремонтопригодность скважины: Свойство скважины, заключающееся в приспособленности ее к поддержанию или восстановлению работоспособного состояния путем технического обслуживания и ремонта, выполняемых при заданных условиях и с использованием установленных процессов и ресурсов.

    3. траектория скважины: Линия, описывающая ось скважины в пространстве.


 

3.16 технический контроль скважины: Мероприятия, выполняемые с целью проверки (аудита) соответствия технических устройств, применяемых при эксплуатации скважины, установленным техническим требованиям.

[СТО Газпром 2-3.3-077-2006, статья 3.1.2.8]

 


 

3.17 техническое состояние скважины: Совокупность технических характеристик (свойств) скважин, подверженных изменению в процессе эксплуатации и характеризуемых на определенный момент времени и при определенных условиях внешней среды признаками, установленными в технической документации.

[СТО Газпром 2-3.3-078-2006, статья 3.1.7]

 


 

3.18 эксплуатация скважины: Стадия жизненного цикла скважины, на которой реализуется, поддерживается и восстанавливается ее качество, а также осуществляется воздействие на ее оборудование, конструкцию и производственную среду с целью достижения и/или выполнения производственно-технических заданий в установленном порядке.

[СТО Газпром 2-3.3-077-2006, статья 3.1.1.5]

 


 

4

СТО Газпром 2-3.2-168-2007


 

  1. Обозначения и сокращения


     

    В настоящем стандарте используются следующие обозначения и сокращения: АВПД – аномально высокое пластовое давление;

    АНПД – аномально низкое пластовое давление; АВПоД – аномально высокое поровое давление; ГИС – геофизические исследования скважины; ГДИ – газогидродинамические исследования; ГВК – газоводяной контакт;

    Кст – коэффициент кавернозности ствола;

    ММП – многолетнемерзлые породы; НКТ – насосно-компрессорные трубы;

    ОПЭ – опытно-промышленная эксплуатация; ОЗЦ – ожидание затвердевания цемента; ПВА – прострелочно-взрывная аппаратура; ПЗП – призабойная зона пласта;

    ПВР – прострелочно-взрывные работы; ФЕС – фильтрационно-емкостные свойства; ФА – фонтанная арматура;

    S – сетка разработки.


     

  2. Требования к проектированию скважин на стадии выполнения проекта разработки месторождения

    1. Вариантная разработка основных технических решений строительства скважин и их технико-экономическая оценка проводится на стадии выполнения проекта разработки месторождения в соответствии с регламентом [1].

      1. Требования к проектированию скважин обосновываются в разделе «Основные технические решения строительства скважин» проекта разработки месторождения, содержащего:

        • результаты анализа строительства ранее пробуренных скважин и возможности их использования в качестве эксплуатационных или наблюдательных скважин;

        • обоснование конструкций эксплуатационных и наблюдательных скважин;

        • обоснование технологий бурения и крепления скважин;

        • обоснование составов и параметров буровых и тампонажных растворов;

        • обоснование выбора буровой установки;


           


           

          5

          СТО Газпром 2-3.2-168-2007


           

        • обоснование технологий освоения скважин;

        • организацию буровых работ;

        • программу технического освидетельствования ранее пробуренных скважин.

      2. Выбор вариантов проектирования конструкций газоконденсатных скважин, их забоев и технологий вскрытия продуктивных объектов осуществляется на основе трехмерного моделирования геологических и газогидродинамических условий месторождения.

      3. Скважины в зависимости от способа изоляции (разобщения) пород интервалов продуктивных объектов условно делятся на две категории (А и Б):

а) категория А – скважины с нецементируемым забоем в интервалах продуктивных объектов;

б) категория Б – скважины с цементируемым забоем в интервалах продуктивных объектов.

    1. На стадии выполнения проекта разработки месторождения определяется схема эксплуатации скважин – пакерная, безпакерная. В зависимости от выбранной схемы эксплуатации определяется комплекс подземного оборудования при рабочем проектировании строительства скважин.

      1. Пакерная схема эксплуатации газоконденсатных скважин предусматривается:

        • при дебите 500 тыс. м3/сут газожидкостной смеси и более, расположенных на расстоянии менее 500 м от населенного пункта, согласно ПБ 08-624-03 [2];

        • при коэффициенте аномальности пластового давления Ка = 1,1 и выше;

        • при их размещении в кустах на месторождениях с наличием в разрезе ММП при расстояниях между устьями менее 40 м.

      2. Безпакерная схема эксплуатации обосновывается исходя из условий и режимов эксплуатации скважин.


 

  1. Требования к рабочему проектированию строительства эксплуатационных газоконденсатных скважин

    1. Рабочим проектом на строительство скважин регламентируются технико-технологические решения и мероприятия промышленной и экологической безопасности, соответствующие современному мировому уровню и обеспечивающие безаварийное строительство скважин, ремонтопригодность и эксплуатационную надежность скважин как опасных производственных объектов в соответствии с ПБ 08-624-03 [2].

    2. Содержание, структура и форма изложения рабочего проекта на строительство скважин должны соответствовать требованиям РД 51-00158758-185-97 [3].


       

      6

      СТО Газпром 2-3.2-168-2007


       

    3. Рабочее проектирование строительства скважин следует проводить на основе определенных проектом разработки месторождения:

      • диаметра лифтовых колонн;

      • конструкций скважин и архитектуры забоев скважин;

      • комплекса подземного скважинного оборудования;

      • состава пластовых флюидов;

      • комплекса измерительного и регистрирующего параметры эксплуатации скважины оборудования;

      • видов и периодичности капитального ремонта скважин.

    4. Скважины категории А должны проектироваться и строиться на объекты, включающие один пласт или несколько продуктивных пластов, между которыми отсутствуют водоносные пропластки, и оборудоваться фильтрами.

      1. Выбор типа фильтра определяется условиями устойчивости пород к разрушению и пескопроявлению из пласта в ствол скважины.

      2. В продуктивных объектах, представленных устойчивыми породами-коллекторами, заканчивание скважин следует проектировать открытым забоем с перекрытием дырчатыми фильтрами в соответствии с ТУ 3665-059-00744002-04 [4].

      3. Продуктивные пласты с наличием в коллекторе подвижных вод следует оборудовать щелевыми фильтрами в соответствии с ТУ 3665-046-00744002-04 [5].

    1. Скважины категории Б следует проектировать и строить на газоконденсатные объекты, включающие водоносные пропластки.

    2. Конструкции многозабойных газоконденсатных скважин, их забоев, строительство которых обусловлено ярусностью размещения продуктивных объектов при небольших толщинах пластов и перемычек между ними, должны проектироваться в соответствии с рекомендациями [6].

    3. При проектировании конструкции скважины оптимальное число обсадных колонн и глубины установки их башмаков определяется количеством зон с несовместимыми условиями проводки ствола скважины по градиентам пластовых давлений гидроразрыва пород и их устойчивости. Горные породы, вскрываемые скважиной и отличающиеся по пластовому (или поровому) давлению более чем на 20 -, должны перекрываться отдельными колоннами.

    4. Вскрытие продуктивных пластов с АНПД следует проектировать со спуском башмака эксплуатационной колонны в кровлю продуктивного горизонта. Для вскрытия продуктивного коллектора проектируется состав бурового раствора на основе ингибиторов с кислоторастворимыми и биоразлагаемыми компонентами, совместимыми с пластовыми флюида-


       

      7

      СТО Газпром 2-3.2-168-2007


       

      ми. Для блокирования высокопроницаемых пластов с АНПД в состав бурового раствора включаются кольматирующие наполнители по СТО Газпром 2-3.2-090.

    5. Проектирование крепи скважин следует проводить на основе расчетов, с учетом требований СТО Газпром РД 2.1-142, СТО Газпром 15, СТО Газпром 16 и инструкции [7].

      Эксплуатационные и промежуточные колонны газоконденсатных скважин должны комплектоваться из обсадных труб в хладостойком исполнении с высокогерметичными резьбовыми соединениями в соответствии со стандартом API SPEC 5 СТ [8] и ГОСТ 632.

      Прочность труб эксплуатационной колонны в интервале ММП на наружное избыточное сминающее давление должна превышать прочность труб промежуточной колонны на внутреннее избыточное давление.

    6. При проектировании траектории газоконденсатных скважин на валанжинские отложения следует применять два типа профиля – тангенциальный и вогнутый, обеспечивающие максимальное смещение забоя скважины от вертикали при минимальных зенитных углах и длине ствола скважины и уменьшение напряжений в бурильных и обсадных трубах.

      1. Тангенциальный профиль преимущественно выполняется трехинтервальным и применяется при наклонном вскрытии пластов.

      2. Вогнутый профиль выполняется четырехили пятиинтервальным и используется при вскрытии пластов с зенитным углом более 60°.

    1. Для обеспечения устойчивости стенок скважины в интервале залегания «шоколадных глин» профиль скважины следует проектировать с участком стабилизации с зенитным углом не более 60°, а показатель статической фильтрации бурового раствора должен составлять 2–3 см3/30 мин.

    2. Проектные решения по проводке и подготовке стволов к спуску обсадных колонн при вскрытии надсеноманских, сеноманских и нижнемеловых отложений должны обеспечивать номинальные диаметры стволов с учетом непревышения значений коэффициентов кавернозности ствола, приведенных в таблице 6.1.

    3. Проектирование проводки стволов многозабойных скважин следует осуществлять в соответствии с требованиями рекомендаций [9].

    4. На стадии проектирования строительства скважин необходимо провести прогноз зон АВПоД и обоснование требуемой плотности бурового раствора и начала процесса обвалообразования. Общие затраты времени на бурение, подготовку ствола, ГИС и спуск колонны должны быть на 15 меньше времени начала обвалообразования.

    5. Для управления псевдопластичными, ингибирующими, смазочными свойствами буровых растворов в их составе должны использоваться химические реагенты и материалы,


       

      8

      СТО Газпром 2-3.2-168-2007


       

      Таблица 6.1 – Допустимые значения коэффициента кавернозности ствола при вскрытии надсеноманских, сеноманских и нижнемеловых отложений


       


       

      Горные породы

      Интервал необсаженного участка ствола, м (по вертикали)

      Коэффициент кавернозности ствола, Кст не более

      ММП

      0 – 150*

      1,35

      Глины, пески, песчаники (в т.ч. мерзлые и пластичномерзлые)

      150 – 450*

      1,25

      Высокоактивные набухающие глины

      450 – 950*

      1,10

      Обваливающиеся глины и песчаные породы

      950 – 1250*

      1,05

      Пески, песчаники с прослоями глин алевритистых

      1250 – 1350*

      1,20

      Песчаники, глины, алевролиты

      1350 – 1950*

      1,10

      Глины, глинистые алевролиты, песчаники, алевролиты,

      алевритистые глины

      1950 – 3000*

      1,10

      Примечание – * показаны средние значения глубин.


       

      соответствующие требованиям СТО Газпром РД 2.1-144, СТО Газпром РД 2.1-145, СТО Газпром РД 2.1-146, СТО Газпром РД 2.1-147, СТО Газпром РД 2.1-149, СТО Газпром РД 2.1-150, СТО Газпром 2-3.2-090.

    6. Проектирование режимов цементирования обсадных колонн производится с учетом конкретных геолого-физических и термобарических условий месторождения, технических и технологических решений, предусмотренных РД 00158758-213-2000 [10], РД-00147001767-2000 [11], НД 00158758-265-2003 [12], НД 00158758-269-2003 [13], инструкциями [14], [15] и сборником [16].

    7. При проектировании компоновок промежуточных и эксплуатационных колонн и схем установки опорно-центрирующих элементов следует руководствоваться требованиями НД 00158785-265-2003 [12]. Для повышения степени изоляции заколонных пространств и предотвращения межпластовых перетоков в компоновку промежуточных и эксплуатационных колонн должны быть включены заколонные пакеры по ТУ 41-12-090-92 [17] или пакеры типа ПГПМ согласно каталогу [18].

    8. Проектирование крепления стволов многозабойных газоконденсатных скважин обсадными колоннами, цементирования колонн, системы стыков стволов, составов буферных жидкостей и тампонажных растворов производить с учетом требований рекомендаций [19].

    9. Типоразмер и компоновка подземного и устьевого оборудования скважин проектируются с учетом требований СТО Газпром 2-3.3-044.

    10. Проектируемый комплекс подземного оборудования скважины должен включать следующие элементы (при пакерной схеме эксплуатации):

      • лифтовую колонну;


         

        9

        СТО Газпром 2-3.2-168-2007


         

      • дистанционно-управляемый приустьевой или автоматический забойный клапан-отсекатель (при коэффициенте аномальности пластового давления Ка = 1,3 и выше);

      • телескопическое соединение;

      • циркуляционный клапан;

      • разъединитель колонны;

      • эксплуатационный пакер;

      • посадочный ниппель;

      • подпакерный хвостовик;

      • ингибиторный клапан.

        1. Допускается не включать в комплекс подземного оборудования ингибиторный клапан в случае отсутствия в стволе скважины условий для гидратообразования.

        2. Секции лифтовой колонны выше эксплуатационного пакера проектируются из НКТ с высокогерметичными резьбовыми соединениями в соответствии со стандартом API SPEC 5 СТ [8], ГОСТ 52203, ГОСТ 633 и ТУ 14-3Р-31-05 [20]; подпакерный хвостовик разрешается комплектовать из гладких НКТ по ГОСТ 633.

        3. При проектировании предусмотреть в надпакерном затрубном пространстве размещение технологической жидкости, в т.ч. в интервале ММП – незамерзающей жидкости.

    1. Для безпакерной схемы эксплуатации газоконденсатных скважин лифтовую колонну проектируют из гладких НКТ по ГОСТ 633 и оборудуют посадочным ниппелем и воронкой.

    2. Проектирование технологии консервации скважин производить с учетом требований СТО Газпром 2-3.2-037, РД 08-492-02 [21], ПБ 08-624-03 [2] и СТО 05751745-119-2006 [22].

    3. Вторичное вскрытие продуктивных газоконденсатных пластов следует проектировать с учетом их геолого-физических характеристик.

      1. Для проведении перфорации проектом на строительство скважины следует обосновать объем и компонентный состав перфорационной среды для закачки в планируемый интервал вторичного вскрытия.

      2. Для проведении перфорации на депрессии следует предусматривать перевод скважины на облегченную жидкость (газоконденсат и т.д.).

      3. При выборе типоразмера перфоратора и плотности перфорации должны учитываться геолого-физические характеристики залежи, тип коллектора и конструкция забоя скважины. Проектируемая плотность перфорации должна обеспечивать максимально возможную гидродинамическую связь скважины с продуктивным пластом и сохранение целостности обсадной колонны и цементного кольца за пределами интервала перфорации.


 

10

СТО Газпром 2-3.2-168-2007


 

  1. Требования к строительству эксплуатационных газоконденсатных скважин

    1. Строительство скважины следует вести в соответствии с утвержденным организацией-недропользователем рабочим проектом на строительство скважин.

    2. Профиль ствола скважины должен обеспечивать размещение забоев скважин на структуре в соответствии с проектом разработки месторождения.

      1. Начало наклонного участка должно располагаться в интервале залегания устойчивых пород с коэффициентом кавернозности не более 1,1 и с глубины, превышающей глубину спуска предыдущей обсадной колонны не менее 30 м.

      2. Для обеспечения проектного положения забоев скважин допускается проводить искривление ствола в интервале ММП только после перекрытия неустойчивых пород отдельной обсадной колонной и с глубины залегания устойчивых глинистых пород.

      3. Траектория ствола скважины должна обеспечивать необходимое отклонение от вертикали точки входа в пласт, требуемую протяженность ствола по продуктивному горизонту, минимальный крутящий момент, требуемую очистку ствола скважины от выбуренной породы, безаварийную эксплуатацию внутрискважинного оборудования.

      4. Не допускается увеличивать искривление скважины с интенсивностью, при которой напряжения упругих деформаций приводят к нарушению герметичности резьбовых соединений и целостности обсадных и бурильных труб.

      5. Для всех типов наклонно направленных скважин фактическое расположение забоя должно ограничиваться площадью круга допуска на кровле пласта. Радиус круга допуска определяется в зависимости от расстояния между рядами или проектными забоями скважин по сетке разработки (S) и не должен превышать для скважин глубиной:

до 2000 м . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 0,10 S;

от 2000 до 2500 м . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .0,12 S;

от 2500 до 3000 м . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .0,15 S;

более 3000 м . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .0,20 S.

    1. При вскрытии продуктивного пласта с АВПоД скважинами с большими углами наклона необходимо предусмотреть следующие мероприятия:

      • ограничение продолжительности бурения и оперативное увеличение плотности бурового раствора;

      • проведение комплексной обработки бурового раствора полимерами, обладающими ингибирующими свойствами;


         

        11

        СТО Газпром 2-3.2-168-2007


         

      • применение высововязких полимеров для качественной очистки горизонтального ствола и сохранения ФЕС продуктивного пласта;

      • применение смазочных добавок для снижения коэффициента трения фильтрационной корки с бурильным инструментом.

    2. При выполнении операций по креплению скважин необходимо руководствоваться рекомендациями [23, 24].

      1. Для обеспечения однородности тампонажных растворов при их затворении и закачивании с производительностью, определенной гидравлическим расчетом цементирования, необходимо применять цементировочное оборудование и осреднительные емкости по ТУ 39-00147001-177-98 [25].

      2. С целью обеспечения формирования в период ОЗЦ герметичного цементного кольца в заколонном и межколонном пространствах применяемые тампонажные растворы и тампонажный камень должны удовлетворять требованиям СТО Газпром РД 2.1-148, ГОСТ 1581 и руководящих документов РД 00158758-213-2000 [10] и РД 00147001-767-2000 [11].

      3. Испытание эксплуатационных колонн на герметичность должно производиться не позднее чем через 40 мин от момента получения давления «стоп». После испытания на герметичность давление в колонне должно быть снижено до нуля. Заключительные работы после цементирования эксплуатационной колонны производятся в соответствии с требованиями РД 00158758-213-2000 [10], РД-00147001-767-2000 [11]. На период ОЗЦ устье скважины герметизируется, а обсадная колонна должна быть подвешена на талевой системе с обязательной регистрацией нагрузки на крюке.

    1. Устье скважины следует оборудовать и обвязать с газосборным коллектором и факельной линией в соответствии с рабочей документацией проекта обустройства месторождения.

    2. Работы по освоению и испытанию законченных бурением скважин следует выполнять в соответствии с требованиями СТО Газпром 2-3.2-037 и рекомендациями [26, 27].

      1. При проведении перфорации на репрессии следует обеспечить безопасность проведения работ и предупреждение проникновения жидкостей из скважины в пласт. Гидростатическое давление столба жидкости должно соответствовать ПБ 08-624-03 [2].

      2. При проведении перфорации на депрессии ствол скважины должен быть переведен на облегченную жидкость, а депрессия не должна превышать 10 от величины пластового давления.

        Примечание – После спуска первой сборки и прострела низа интервала перфорации возможен вариант отработки скважины на факел в течение 8 часов со сменой шайб через каждые 2 часа для очистки ПЗП. По окончании отработки необходимо продолжить вторичное вскрытие в газоконденсатной среде оставшегося интервала с последующей отработкой скважины до полной очистки ПЗП и стабилизации устьевых параметров.


         

        12

        СТО Газпром 2-3.2-168-2007


         

      3. При выполнении ПВР устье скважины должно быть оборудовано запорной арматурой и лубрикаторным устройством с техническими характеристиками, соответствующими условиям работы скважины и обеспечивающими герметизацию при спуске, срабатывании и подъеме ПВА в соответствии с ПБ 08-624-03 [2].

      4. Отработка скважины должна производиться на режимах, обеспечивающих вынос из ствола технологических жидкостей и кольматирующих пласт частиц до полной очистки ПЗП и стабилизации устьевых параметров.

    1. При проведении работ по интенсификации притока в процессе освоения следует руководствоваться рекомендациями [28] и СТО Газпром 2-3.3-119. В случае необходимости проведения дополнительных работ (кислотных обработок, использования колтюбинговой установки для подачи азота и т.д) «чистое» время отработки может быть скорректировано в сторону увеличения, особенно это может быть связано с очисткой призабойной зоны вследствие больших поглощений при проводке скважины либо с большими объемами прокачки жидкостей при ГРП, но и в этом случае на месторождении должен быть установлен верхний предел по выпуску газа в атмосферу при освоении.

    2. Технологии, технические и измерительные средства для освоения и исследования скважин должны определяться планом на освоение и исследование скважин.


 

  1. Требования к контролю качества строительства газоконденсатных скважин

    1. При строительстве скважин необходимо проводить оперативный контроль:

      • режимов бурения скважин с применением станций типа «Разрез-2», «Геооптим 04ИМС», «МЕГА-АМТ»;

      • технологических параметров бурового раствора с применением аттестованных методик на соответствие параметров требованиям рабочего проекта;

      • за траекторией ствола скважины с помощью инклинометрических систем. При зенитных углах ствола скважины более 60° в состав телеметрических систем рекомендуется включать приборы геофизических измерений (зонды гамма-, акустического, плотностного и нейтронного каротажа).

    2. Для контроля за качеством строительства скважин обязательно привлечение специализированных супервайзерских служб.

    3. После окончания бурения скважины состояние ствола на стадии подготовки к цементированию необходимо исследовать методами ГИС (кавернометрия, профилеметрия) согласно РД 153-39.0-072-01 [29].


       

      13

      СТО Газпром 2-3.2-168-2007


       

    4. Контроль процесса цементирования колонн следует производить с применением станции контроля цементирования согласно РД 00158758-213-2000 [10], РД 00147001-767-2000 [11].

    5. Контроль качества цементирования обсадных колонн в газоконденсатных скважинах следует производить с использованием стандартного комплекса промыслово-геофизических исследований: через 36 ч ОЗЦ для кондукторов (направлений) и через 48 ч ОЗЦ для промежуточных и эксплуатационных колонн.

    6. Перечень обязательных показателей, определяемых при проведении промысловогеофизических исследований и характеризующих качество выполнения работ по цементированию обсадных колонн, должен соответствовать требованиям РД 00158758-213-2000 [10], РД 153-39.0-069-01 [30].

      1. Показатель заполнения заколонного и межколонного пространств тампонажными растворами должен быть:

        • в интервале перекрытия эксплуатационной колонной продуктивных пластов в вертикальных скважинах – не менее 0,9;

        • в интервале перекрытия эксплуатационной колонной продуктивных пластов в наклонно-направленных скважинах с углом наклона до 60° – не менее 0,8;

        • в интервале перекрытия эксплуатационной колонной продуктивных пластов в наклонно-направленных скважинах с углом наклона более 60° и скважинах с горизонтальным окончанием – не менее 0,7;

        • в остальных интервалах – не менее 0,7.

      2. В соответствии с методикой [31] показатель качества сцепления тампонажного камня с обсадной колонной и горными породами в интервале перекрытия продуктивных пластов должен быть в скважинах:

        • с вертикальным окончанием – не менее 0,85;

        • с углом наклона ствола до 60° – не менее 0,75;

        • с углом наклона ствола более 60° и с горизонтальным окончанием – не менее 0,70.

          В вышележащих непродуктивных интервалах показатель качества сцепления камня должен быть не менее 0,70 при использовании тампонажных растворов нормальной плотности и не менее 0,40 при использовании облегченных тампонажных растворов независимо от их плотности.

      3. В случае получения показателей заполнения затрубного пространства тампонажными растворами и качества сцепления тампонажного камня с эксплуатационной колонной и породой ниже указанных в 8.6.1 и 8.6.2, окончательная оценка пригодности скважины к эксплуатации должна производиться по результатам освоения и пробной эксплуатации сква-


 

14

СТО Газпром 2-3.2-168-2007


 

жины в соответствии с ПБ 07-601-03 [32]. В этом случае основным показателем является отсутствие межколонных давлений.

    1. Работы по оценке герметичности обсадных колонн и межколонных пространств перед освоением скважин должны выполняться в соответствии с требованиями РД 00158758213-2000 [10], с учетом прочностных характеристик тампонажного камня в приустьевой части.

    2. Технические средства и методы измерений, используемые на всех стадиях и при всех видах работ на скважине, должны быть аттестованы и поверены в установленном порядке.


 

  1. Требования к эксплуатации газоконденсатных скважин


     

    1. Режимы эксплуатации газоконденсатных скважин должны обеспечивать получение проектных дебитов и устойчивость пород-коллекторов в течение всего жизненного цикла месторождения и обосновываться в проекте разработки месторождения.

    2. Технологический режим работы скважины должен устанавливаться ежеквартально по каждой скважине на основании результатов текущей эксплуатации и исследований скважин в соответствии с руководством [33] и с учетом:

      • дебита;

      • забойного давления (рабочей депрессии);

      • давления на буфере и в затрубном пространстве;

      • температуры потока газожидкостной смеси.

    3. Для дистанционного контроля за параметрами работы газоконденсатной скважины и управления технологическими процессами она должна быть оборудована средствами автоматизации и телемеханизации, определенными рабочей документацией проекта обустройства месторождения в соответствии с требованиями основных положений [34].

    4. При эксплуатации скважин необходимо:

      • проверять техническое состояние скважины и установленного оборудования;

      • проверять соответствие параметров работы оборудования добычным возможностям скважины и установленному технологическому режиму;

      • оценивать надежность и работоспособность узлов оборудования, используя комплекс исследований и измерений (замер дебитов, обводненности продукции, глубинные замеры температуры и давлений, учет отказов и ремонтов оборудования, анализ проб газа, воды);

      • поддерживать скважины в работоспособном состоянии проведением текущих и капитальных ремонтов;

      • проводить работы по интенсификации притока в соответствии с рекомендациями [28] и СТО Газпром 2-3.3-119.


       

      15

      СТО Газпром 2-3.2-168-2007


       

    5. Периодичность проведения газодинамических, геофизических и газоконденсатных исследований на вынос жидкости и мехпримесей, объемов отборов проб определяется проектами разработки месторождения и ежегодными планами проведения исследований организацией-недропользователем.

    6. В соответствии с проектом разработки месторождения и планом геолого-технических мероприятий выполняются и контролируются исследования по скважинам, включающие:


       

      жины;

      • наблюдения за статическим уровнем;

      • отборы проб;

      • гидрохимические исследования;

      • измерения количества и качества вод, выносимых с газожидкостной смесью из сква-


         

      • оценку динамики ГВК;

      • оценку текущей газонасыщенности;

      • оценку технического состояния скважин.

        Виды, объем, периодичность исследований и измерений должны устанавливаться

        организацией-недропользователем.

    7. Консервацию и ликвидацию скважин следует проводить по проектной документации, разработанной согласно требованиям СТО Газпром 2-3.3-120 и в соответствии с РД 08-492-02 [21].


       

  2. Требования промышленной безопасности


     

    1. При производстве работ по бурению, освоению, обвязке и эксплуатации скважин на кусте необходимо соблюдать требования правил безопасности ПБ 08-624-03 [2], РД 08-435-02 [35], правил пожарной безопасности ВППБ 01-04-98 [36], ППБ 01-03 [37], инструкции [38], инструкции РД 08-254-98 [39], типовой инструкции РД 09-364-00 [40], СТО Газпром 17, проектов разработки, обустройства месторождения и рабочих проектов на строительство скважин.

    2. Специалисты и рабочие, осуществляющие бурение, освоение, эксплуатацию и ремонт скважин, а также лица, связанные с обслуживанием производственных объектов на кустовой площадке, должны пройти специальный инструктаж по безопасному ведению работ в соответствии с требованиями РД 08-435-02 [35] и аттестацию в порядке, предусмотренном РД 03-444-02 [41] и СТО Газпром РД 39-1.2-086.


       

      16

      СТО Газпром 2-3.2-168-2007


       

    3. Текущее обслуживание скважины и установленного на ней оборудования в процессе работы скважины осуществляют специалисты уполномоченного подразделения организации-недропользователя согласно инструкциям заводов-изготовителей на эксплуатацию оборудования.

    4. В случае неисправности отдельных деталей или узлов устьевого оборудования должны быть немедленно приняты меры по устранению обнаруженных неисправностей или замене неисправных деталей и узлов оборудования.

    5. В случае обнаружения утечек газа на действующих скважинах специалисты и рабочие, обслуживающие эти скважины, обязаны принять срочные меры по остановке этих скважин и немедленно оповестить руководство организации-недропользователя и руководителей работ на кусте о факте обнаружения утечек газа. При отрицательных результатах принятых мер по устранению пропусков газа необходимо сообщить об инциденте оперативному дежурному территориальной противофонтанной военизированной части.

    6. При авариях с поступлением в воздушную среду газа все работы на кусте должны быть прекращены. В случае возникновения открытого фонтана необходимо:

        • остановить соседние скважины;

        • немедленно прекратить работы и эвакуировать людей из опасной зоны не менее чем на 60 м;

        • заглушить все двигатели внутреннего сгорания;

        • отключить электроэнергию;

        • прекратить пользоваться открытым огнем;

        • принять все меры для недопущения искрообразования в районе скважины;

        • оповестить об аварийном фонтанировании скважины диспетчерскую (инженернотехнологическую) службу организации-недропользователя и оперативного дежурного территориальной противофонтанной военизированной части.

    7. Ликвидацию открытого газоконденсатного фонтана следует производить согласно инструкции СТО Газпром РД 1.2-094.

    8. Геологические службы организаций-недропользователей должны вести постоянный мониторинг за состоянием устьев скважин, наличием грифонов и межколонных давлений.


 

17

СТО Газпром 2-3.2-168-2007


 

Библиография

[1] Регламент составления проектных документов по разработке газовых и газоконденсатных месторождений (утвержден ООО «ВНИИГАЗ» 05.02.1999)

[2] Правила безопасности Госгортехнадзора России ПБ 08-624-03

[3] Руководящий документ ООО «ТюменНИИгипрогаз»

РД 51-00158758-185-97

[4] Технические условия ОАО «Тяжпрессмаш»

ТУ 3665-059-00744002-04

[5] Технические условия ОАО «Тяжпрессмаш»

ТУ 3665-046-00744002-04

Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности


 

Макет рабочего проекта на строительство скважин на месторождениях Западной Сибири


 

Фильтр безпроволочный


 

Фильтры скважинные


 

[6] Р Газпром «Рекомендации по конструкциям забоев и способам заканчивания многозабойных скважин на месторождениях Тюменской области» (утверждены ОАО «Газпром» 26.12.2006)

[7] Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин (одобрена и рекомендована к применению на территории Российской Федерации и стран СНГ решением Конференции Ассоциации буровых подрядчиков 18.09.96)

[8] Международный стандарт Американского нефтяного института API SPEC 5CT *

Specification for Casing and Tubing (US Customary Units)

[9] Р Газпром «Рекомендации по технологии бурения многозабойных скважин

на месторождениях Тюменской области» (утверждены ОАО «Газпром» 27.04.2007)


 

[10] Руководящий документ ООО «ТюменНИИгипрогаз» РД 00158758-213-2000

Технологический регламент по креплению скважин на месторождениях севера Тюменской области


 

image

* Полные тексты стандартов по трубным изделиям Американского института нефти (анг.яз.) можно приобрести в отделе международных информационных сетей Пермского центра научно-технической информации (Пермский ЦНТИ): тел. (3422) 37-46-36, e-mail: stn@permcnti.ru


 

18

СТО Газпром 2-3.2-168-2007


 

[11] Руководящий документ ОАО «Газпром», ОАО НПО «Бурение»

РД 00147001-767-2000

Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин


 

[12] Нормативный документ ООО «ТюменНИИгипрогаз» НД 00158758-265-2003

Регламент по технологии бурения и крепления скважин на Песцовом месторождении


 

[13] Нормативный документ ООО «ТюменНИИгипрогаз» НД 00158758-269-2003

Регламент по приготовлению и применению незамерзающих спецжидкостей и технологии заполнения межколонных пространств при цементировании эксплуатационных колонн


 

[14] Инструкция по приготовлению и применению буферных жидкостей (утверждена ООО «ТюменНИИгипрогаз» 01.09.1999)

[15] Инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичность (утверждена ВНИИКрнефть 14.12.1999)

[16] Сборник регламентирующих документов и инструкций по креплению скважин на месторождениях и ПХГ ОАО «Газпром» (утвержден ОАО «Газпром» 11.08.2000)


 

[17] Технические условия

ОАО «ВНИПИВзрывгеофизика» ТУ 41-12-090-92

Заколонные взрывные пакера ПВ


 

[18] Каталог ОАО «Тяжпрессмаш», Рязань, 2002


 

[19] Р Газпром «Рекомендации по технологии крепления многозабойных скважин на месторождениях Тюменской области» (утверждены ОАО «Газпром» 09.04.2007)


 

[20] Технические условия

ОАО «Газпромтрубинвест» ТУ 14-3Р-31-2005

Трубы стальные электросварные насосно-компрессорные групп прочности «Дс», «Кс», «Ес»,

«Лс» с локальной и объемной термической обработкой повышенного качества в обычном и хладостойком исполнении и муфты к ним


 

[21] Руководящий документ Госгортехнадзора России РД 08-492-02

Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов


 


 

19

СТО Газпром 2-3.2-168-2007


 

[22] Стандарт организации ООО «Уренгойгазпром» СТО 05751745-119-2006

Технологический регламент на консервацию газовых и газоконденсатных скважин без глушения на Уренгойском месторождении


 

[23] Р Газпром «Рекомендации по технологии крепления скважин на нижнемеловые отложения Заполярного ГКМ» (утверждены ОАО «Газпром» 01.04.2005)

[24] Р Газпром «Рекомендации по технологии крепления скважин на нижнемеловые отложения Песцового ГКМ» (утверждены ОАО «Газпром» 16.09.2005)


 

[25] Технические условия ОАО НПО «Бурение» ТУ 39-00147001-177-98

Установка смесительно-осреднительная


 

[26] Р Газпром «Рекомендации по освоению и интенсификации притока газоконденсатных скважин Заполярного ГКМ» (утверждены ОАО «Газпром» 23.06.2005)

[27] Р Газпром «Рекомендации по технологии освоения скважин на нижнемеловые отложения Песцового ГКМ» (утверждены ОАО «Газпром» 31.08.2005)

[28] Р Газпром «Технологии и технологические жидкости для восстановления ФЕС продуктивных пластов в процессе освоения скважин на месторождениях Западной Сибири» (утверждены ОАО «Газпром» 10.08.2006)


 

[29] Руководящий документ Минэнерго России

РД 153-39.0-072-01

Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах


 

[30] Руководящий документ Минэнерго России РД 153-39.0-069-01

Техническая инструкция по проведению геологотехнических исследований нефтяных и газовых скважин


 

[31] Методика сравнительной оценки качества цементирования обсадных колонн по данным АКЦ (утверждена БП «Тюменбургаз» 01.09.1997)


 

[32] Правила безопасности Госгортехнадзора России ПБ 07-601-03

Правила охраны недр


 

[33] Руководство по исследованию скважин (утверждено ООО «ВНИИГАЗ» 20.11.1999)


 

20

СТО Газпром 2-3.2-168-2007


 

[34] Основные положения по автоматизации, телемеханизации и созданию информационно-управляющих систем предприятий добычи и подземного хранения газа (утверждены ОАО «Газавтоматика» 22.05.1997)


 

[35] Руководящий документ Госгортехнадзора России РД 08435-02

Инструкция по безопасности одновременного производства буровых работ, освоения и эксплуатации скважин на кусте


 

[36] Правила безопасности

ВППБ 01-04-98

Правила пожарной безопасности для предприятий и организаций газовой промышленности


 

[37] Правила безопасности ППБ 01-03 Правила пожарной безопасности в Российской

Федерации


 

[38] Инструкция по предупреждению и ликвидации газонефтеводопроявлений при строительстве и ремонте скважин (утверждена ОАО «Газпром» 06.07.1999)


 

[39] Руководящий документ Госгортехнадзора России РД 08-254-98

Инструкция по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности


 

[40] Руководящий документ Госгортехнадзора России РД 09-364-00

Типовая инструкция по организации безопасного проведения огневых работ на взрывоопасных и взрывопожароопасных объектах


 

[41] Руководящий документ Госгортехнадзора России РД 03-444-02

Положение о порядке подготовки и аттестации работников организаций, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов, подконтрольных Госгортехнадзору России


 

21

СТО Газпром 2-3.2-168-2007


 

image

ОКС 75.020

Ключевые слова: скважина газоконденсатная эксплуатационная, технические требования, технические решения, проектирование, конструкция скважины, подземное оборудование, устьевое оборудование, контроль качества


 

image


 

22


 

Корректура А.В. Казаковой

Компьютерная верстка Е.А. Ковешниковой


 

image

Подписано в печать 25.03.2008 г.

Формат 60x84/8. Гарнитура «Ньютон». Тираж 60 экз. Уч.-изд. л. 2,6. Заказ 73


 

image

ООО «ИРЦ Газпром», 117630, Москва, ул. Обручева, д. 27, корп. 2. Тел.: (495) 719-64-75, 719-31-17.


 

Отпечатано в ЗАО «Издательский Дом Полиграфия»