• Инструкция По Подготовка Обсадных Труб К Спуску В Скважину
• Инструкция По Подготовка Обсадных Труб К Спуску В Скважины И Бурового Оборудования

Предупреждение ГНВП и открытого фонтана в процессе спуска и цементирования обсадных колонн. Подготовка скважины и обсадных труб к спуску, спуск и цементирование колонны должны производится по плану работ, утвержденному в установленном порядке.

Инструкция по подготовке обсадных труб к спуску в скважину. В подготовке Инструкции. Исходные материалы. 39-2-132-78 Инструкция по подготовке обсадных труб и спуску в скважину. С введением настоящей инструкции отменяются все ранее утвержденные инструкции, указания и положения, касающиеся подготовки обсадных труб и спуску в скважину. Чтобы скачать этот файл зарегистрируйтесь и/или войдите на сайт используя форму сверху. Смотри также. РД 1-767-2000. Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин. Раздел: Руководящие документы (РД) → РД Нефтегазовая промышленность. Дата введения: г. Аннотация Настоящая Инструкция является руководящим документом (Рд), регламентирующим требования к оборудованию, техническим средствам и спецматериала.

Изменения в плане работ допускаются только с разрешения лиц, утвердивших план. Решением спуска обсадных колонн и гидравлическая программа цементирования должны быть рассчитаны с учетом недопущения гидроразрыва пород и связанных с ним осложнений.

Перед спуском колонны на буровой необходимо иметь аварийную (специальную) трубу с переводником на обсадные трубы и шаровым краном. Аварийная (специальная) труба должна быть рассчитана на полный вес спускаемой колонны. При спуске обсадной колонны регулярно заполнять ее буровым мастером согласно плана работ и контролировать объем раствора, вытесняемого из затрубного пространства с замером его плотности и вязкости.

При обнаружении разницы в объемах металла спускаемых обсадных труб и вытесняемого бурового раствора в пределах 1,0м3 руководствоваться 5.3.14. После спуска колоны до забоя произвести промывку скважины согласно п.5.3. Запрещается начинать спуск и цементирование при наличии признаком ГНВП. При обнаружении ГНВП в процессе цементирования работу продолжать при закрытых превентором с противодавлением на устье, исключающем поступление пластового флюида в ствол скважины. Последующее ОЗЦ производить при давлениях в колонне и межколонном пространстве, равных давлениями на конец продавки тампонажного раствора.

Установить наблюдение за давлением в колонне и затрубном пространстве. При росте давления производить его стравливание до величины, установленных спец. Планом на цементирование. При поглощении в процессе цементирования осуществить цементирование на поглощение согласно специального плана работ на крепление скважин. Обеспечить контроль процесса цементирования с применением станции СКЦ.

В случае не герметичности колонны должны производиться ремонтно-исправительные работы по специально разработанному плану. Все данные по цементированию скважины должны заноситься в тампонажную карточку установленной формы и храниться в деле скважины.

При бурении глубоких скважин роторным способом через 80-90 рейсов бурильной колонны необходимо измерить, износ верхней части (1000 м) колонны с целью оценки и определения ее остаточной прочности, а также принять меры по предохранению износа верхних обсадных труб в процессе бурения и СПО (цементирование вышки, установка гуммированных переводников). Предупреждение ГНВП и открытого фонтана в процессе освоения скважины и испытании ИПТ 7.1. Не подлежат передаче в испытании скважины: - с негерметичной колонной; - с цементным стаканом в колонне больше, чем предусмотрено проектом; - с негерметичной обвязкой устья; - с отсутствием цемента за колонной против испытываемых пластов, если техническим проектом предусмотрено цементирование в интервале продуктивного пласта; - в аварийном состоянии. План по освоению (испытанию) должен утверждаться управлением т согласовываться с военизированным отрядом и заказчиком. В плане работ следует указывать мероприятия по обеспечению безопасности работающих.

Для монтажа и демонтажа публикатора у устьевой арматуры должна быть подготовлена рабочая площадка. Отводы должны монтироваться из труб стойких к агрессивным веществам и иметь четкую маркировку. На технологических линиях вызова притока и глушения допускается производить компоновку блока задвижек из отечественных или импортных задвижек в обычном исполнении. На установках отечественного и зарубежного производства, до начала работ, должны быть завершены обучение обслуживающего персонала и учебные тренировки для отработки приемов работ согласно технологическому регламенту по исследованию скважин или инструкции фирмы – поставщика. Перед освоением (испытанием) скважины комиссия под председательством главного инженера ТОО с участием представителей военизированного отряда должна проверить готовность буровой бригады, оборудования и инструмента к началу работ по вызову притока жидкости из пласта и составить акт о готовности. Перед испытанием скважины необходимо иметь запас бурового раствора соответствующей плотности, равный однократному объему скважины.

Разогрев раствора (в случае необходимости) запрещается производить с применением открытого огня. Вызов притока и гидродинамические исследования должны производиться в светлое время суток под руководством лица, ответственного за проведение работ. На время глушения скважины необходимо обеспечить: круглосуточное дежурство ответственного ИТР и представителя ИТР и представителя военизированного отряда; круглосуточное дежурство цементировочного агрегата; постоянную устойчивую радиосвязь буровой с руководством ТОО и военизированным отрядом. Запрещается при исследовании и освоении скважины подходить к устью, трубопроводам, распределительным пультам, сепарационным установкам без соответствующих СИЗ.

Глубинные измерения в скважине производятся глубинным прибором, спускаемым в скважину через лубрикатор, оборудованный отводом с трехгодовым краном и манометром. В скважинах, при испытании которых получены промышленные дебиты нефти и газа, испытание последующих объемов должно проводиться с решения руководства заказчика. По завершению работ провести обследование (осмотр) объекта и окружающей местности на наличие вредных веществ и проверку герметичности устьевой арматуры.

Работы, связанные с подготовкой и проведением испытаний скважин пластоиспытателем на трубах (ИПТ) производить в соответствии с планом работ. Работы с испытателями пластов должны выполняться специализированной партией (отрядом) по заказу буровых предприятий при обязательном присутствии представителей военизированного отряда. Обвязка противовыбросового оборудования и линии ИПТ должна обеспечивать прямую и обратную промывку скважины цементировочным агрегатом или буровым насосом. Верхняя бурильная труба, должна быть оборудована шаровым краном (внизу) и устьевой головкой и обвязана шарнирным манифольдом с блоком глушения. Начальник партии (отряда) по испытанию должен иметь паспорт на ИПТ и акт готовности ИПТ и устьевой головки к работе по утвержденному плану. Спуск и подъем ИПТ вести в соответствии с п.

Данной инструкции. При прохождении пакером башмака и интервалов соединений прохождении мест возможных посадок в открытом стволе скорость спуска ИПТ должна быть снижена.

С момента открытия рабочего крана манифольда постоянно контролировать положение уровня раствора в затрубном пространстве. При снижении уровня скважину доливать буровым раствором с замером объема долитой жидкости.

При равенстве объемов долива и притока испытание прекратить. По окончании испытания, при наличии притока из пласта, обратной промывкой с противодавлением заменить воду и пластовый флюид в трубах на буровой раствор.

При вымыве пластового флюида использовать сепаратор манифольда ПВО. В целях предотвращения снижения уровня в затрубном пространстве интенсивность замены жидкости в трубах регулировать с помощью дросселя. При возникновении ГНВП в процессе СПО ИПТ действовать в соответствии с разделом 9 данной инструкции. При возникновении ГНВП испытание прекратить. Закрыть рабочий кран напольного коллектора, снять пакер и загерметизировать устье скважины. Дальнейшие работы производить в соответствии с разделом 9 данной инструкции.

Распределение обязанностей по обслуживанию противовыбросового оборудования и недопущению открытого фонтана 8.1. Бурильщик обязан: 8.1.1. Знать и строго соблюдать требования технического проекта (ГТН, РТК, ОТЗ) и настоящей инструкции и точно выполнять указания начальника буровой (бурового мастера) и инженерно- технических работников. Хорошо знать признаки ГНВП и меры, которые необходимо принимать по недопущению открытого фонтана. Ежемесячно осматривать состояние ПВО, его обвязки и пультов управления (уровень масла в станции управления, отсутствие утечек в гидросистеме) и чистоту площадок вокруг них.

Перед каждым спуском и подъемом бурильной колонны проверить на закрытие-открытие гидравликой плашечные превенторы при нахождении долота в башмаке промежуточной колонны или безопасной со стороны прихвата зоне. Один раз в неделю, чередуясь с другим бурильщиком, силами смены (вахты) под руководством мастера проверять крепление фланцевых соединений превенторной установки и ее обвязки, штурвалов ручного дублирующего управления, с записью в вахтовом журнале.

Ежесменно проверять наличие и состояние шаровых кранов, аварийной трубы. Ежсменно проверять работоспособность дегазаторов. Осуществлять контроль ха объемом и плотностью доливаемого и вытесняемого бурового раствора при СПО, уровнем в затрубном пространстве, с записью в вахтовом журнале. Поддерживать постоянную связь со станцией ГТН в целях оперативного контроля состояния скважины (при наличии ГТН). Обеспечивать выполнение членами вахты обязанностей по обслуживанию ПВО, первоочередные действия на случай ГНВП и недопущению открытого фонтана. Первый помощник бурильщика обязан: 8.2.1.

Ежесменно проверять положение задвижек противовыбросового манифольда. Обеспечивать постоянное наличие бурового раствора в доливной емкости. Осуществлять долив в скважину при подъеме бурильной колонны.

Инструкция По Подготовка Обсадных Труб К Спуску В Скважину

Контролировать объем бурового раствора при доливе и сравнивать его с предыдущим. При изменении объема долитой жидкости немедленно сообщить об этом бурильщику.

Подготавливать одну из приемных емкостей для приема бурового раствора во время спуска бурильной колонны. Контролировать объем бурового раствора, вытесняемого при спуске бурильной колонны, сравнивая его с расчетным. При изменении объема вытесняемого бурового раствора немедленно сообщить об этом бурильщику. Обеспечить постоянный контроль за уровнем бурового раствора в приемных емкостях в процессе механического бурения. При изменении уровня немедленно сообщать об этом бурильщику.

Обеспечить хранение в определенном месте исправного ценного ключа для навинчивания рабочей трубы (квадрата) при возникновении ГНВП в случае, если ключ АКБ в этот момент окажется неисправным. Дизелист 4 разряда, слесарь по обслуживанию буровой5 разряда обязаны: 8.3.1. Ежесменно проверять наличие и уровень масла в станции управления ПВО, герметичность гидросистем. Один раз в неделю проверять всасывающие фильтры плуншарного и шестеренчатого насосов. Один раз в неделю осуществлять: 8.3.3.1. Смазку штоков гидроцилиндров дистанционного привода распределителя и пополнение масла в капельницу станции управления превенторами.

Пополнение уплотнительной смазки в задвижках. Обеспечить наличие запасных манометров, гаечных накидных ключей к ПВО. Старший дизелист, электромонтер 5 разряда обязаны ежедневно проверять состояние освещения под полом буровой, на станции управления ПВО. Все остальные члены буровой смены (вахты) выполняют работы по указанию бурильщика и под контролем старшего по разряду рабочего. Начальник буровой (буровой мастер) обязан: 8.6.1. Ежедневно проверять: 8.6.1.1. Газосепаратор (внешний осмотр, положение и работоспособность шиберов, состояние клапанного узла и чистоту газоотводной линии).

Дегазатор (внешний осмотр, положение входного шибера). Один раз в неделю проверять: 8.6.2.1. Крепление фланцевых соединений превенторной установки и ее обвязки, штурвалов ручного дублирующего управления. Открытие и закрытие задвижек превенторов. Работоспособность плунжерного и шестеренчатого наосов станции управления превенторами. Один раз в неделю осуществлять продувку воздухом линий дросселирования и глушения.

Один раз в месяц проверять сферический превентор (ПУГ) (если оно установлено) на закрытие при наличии в скважине бурильной колонны. Один раз в квартал производить опрессовку шаровых кранов, бурильной трубы с шаровым краном и ПВО по п.8.7.2.

Обеспечить выполнение членами буровой бригады обязанностей по обслуживанию противовыбросового оборудования и недопущению открытого фонтана. Механик по монтажу и эксплуатации ПВО совместно с начальником буровой (буровым мастером) обязан: 8.7.1. Один раз в неделю проверять работоспособность ПВО и задвижек, с записью в журнале осмотра оборудования. Один раз в месяц проверять: 8.7.2.1. Плашечные превентора (внешний осмотр, затяжку крепежных резьб, отсутствие утечек масла в гидросистеме, смазку петель крышки, закрытие и открытие, ручную фиксацию плашек). Сферический превентор (внешний осмотр, в т.ч. Уплотнительного элемента, отсутствие утечек масла в гидросистеме, закрытие и открытие).

Газосепаратор (внешний осмотр, положение и работоспособность шиберов, состояние клапанного узла, чистоту газоотводной линии, крепление фланцевых соединений). Дегазатор (внешний осмотр, положение входного шибера, работоспособность вакуумного насоса). Станцию управления превенторами (внешний осмотр, уровень масла в гидросистеме, всасывающие фильтры плуншерного и шестеренчатого насосов смазку штоков гидроцилиндров дистанционного привода распределителей, работоспособность плуншерного и шестеренчатого насосов, давление азота в гидроаккумуляторах).

Ликвидация осложнений, связанных с ГНВП 9.1. Глушение скважины осуществляется двумя методами: - вымыванием пластового флюида буровым раствором расчетной плотности с противодавлением на устье; - задавливанием пластового флюида на поглощение в пласт.

Глушение путем вымывания пластового флюида осуществлять при нахождении бурильной колонны (долота) на забое, в башмаке последней обсадной колонны и при отсутствии поглощения или если интенсивность поглощения не превышает 2м3/час. Глушение путем задавливания пластового флюида на поглощение в пласт осуществлять: 9.3.1. При невозможности создать равновесное состояние в системе скважина – пласт вымыванием пластового флюида и закачиванием бурового раствора требуемой (расчетной) плотности. При невозможности допустить бурильную колонну до башмака последней обсадной колонны. Глушение в процессе углубления (механического бурения) осуществлять путем вымывания пластового флюида. После герметизации устья скважины установить параметры проявления (объем притока Vо, избыточное давление в бурильных трубах Риз.т. И затрубном пространстве Риз.к).

Следует учитывать, что после остановки циркуляции из скважины дополнительно поступает раствор в объеме примерно 1м3 (за счет сжимаемости раствора). Поэтому определение объема поступившего в скважину пластового флюида производить на основании замера избыточного объема с учетом разницы на сжимаемость по предыдущим замерам. Избыточное давление в бурильных трубах также определять с учетом остаточного давления, замеряемого после остановки циркуляции. При вымывании пластового флюида руководствоваться постоянством давления на стояке путем регулирования давления дросселем и поддерживания давления в обсадной колонне на уровне, не взывающем поступление новых порций пластового флюида в скважину и поглощения бурового раствора. Глушение в процессе СПО.

При нахождении бурильной колонны в скважине: 9.5.1.1. Загерметизировать устье скважины. Установить параметры проявления, сообщить в руководство ТОО и военизированный отряд. Рассчитать плотность бурового раствора, необходимую для уравновешивания пластового давления на глубине, где находится долото. Произвести замену бурового раствора в скважине на буровой раствор по расчетной плотности до достижения Риз.т=0 и Риз.к=0.

Дальнейшие работы согласно спец. Глушение при отсутствии в скважине бурильной колонны осуществляется по спец. Плану, утвержденному главным инженером ТОО. Ликвидация поглощения, сопровождающегося газонефтепроявленияем, осуществляется, после герметизации устья, по специальному плану, утвержденному главным инженером ТОО.

Похожие рефераты: Комитета по государственному контролю за чрезвычайными ситуациями и промышленной безопасностью Ьства скважин для скважинной разработки жидких и газообразных углеводородов на суше и шельфе. Конструкция скважины основная характеристика. Казахским научно-исследовательским и проектным институтом дорожно-транспортных проблем Казниипи Вибратор впф-2 предназначен для погружения и извлечения обсадочных труб при ударно-канатном бурении скважин на воду, посадки фильтровых.

Ин и опорных, параметрических, поисковых, разведочных, эксплуатационных, нагнетательных, контрольных (пьезометрических, наблюдательных). Санитарные правила устанавливают требования к условиям труда и бытового обслуживания при строительстве, реконструкции, ремонте. Настоящие Требования распространяются на подземный ремонт нефтяных и газовых скважин (далее прс) (поисковых, разведочных, эксплуатационных. Настоящие Требования распространяются на подземный ремонт нефтяных и газовых скважин (далее прс) (поисковых, разведочных, эксплуатационных. Об утверждении Санитарных правил 'Санитарно-эпидемиологические требования к условиям труда и бытового обслуживания при строительстве. За стеклом скачать торрентом. Производства работ при прокладке и переустройстве инженерных сетей, сооружений, строительстве, капитальном ремонте объектов благоустройстве.

Предыдущая 1 Рабочая инструкция «Спуск и цементирование обсадных колонн» РИ-06-00-02.1-01 Ответственный за применение нормативного документа: Начальник Управления бурения и скважинных технологий Содержание 1. Информация о документе. Общие сведения о документе. Назначение документа. Ответственность и область применения.

Вводимые определения терминов, сокращений и ролей. ПОДГОТОВКА ОБСАДНых КОЛОНН К СПУСКУ в скважину. Приёмка труб на буровой. Подготовка обсадной колонны и технологической оснастки. ПОДГОТОВКА ОБОРУДОВАНИЯ. ПОДГОТОВКА СТВОЛА СКВАЖИНЫ К СПУСКУ обсадных КОЛОНН. ТРЕБОВАНИЯ К БУРОВОМУ РАСТВОРУ ПРИ ПОДГОТОВКЕ СТВОЛА СКВАЖИНЫ К СПУСКУ обсадных колонн.

СПУСК ОБСАДНЫХ КОЛОНН. Перед спуском обсадной колонны на буровой необходимо иметь следующие документы: 12 6.2.

Общие требования по спуску колонн. Спуск обсадных колонн диаметрами 426-324мм. Спуск обсадной колонны диаметром 245мм.

Спуск эксплуатационных колонн диаметрами 146 - 178мм. Спуск 'хвостовика' диаметрами 102-114мм. ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ обсадных колонн. Ответственность за неисполнение (ненадлежащее исполнение) настоящей инструкции. Нормативные ссылки. Внешние нормативные и распорядительные документы. Внутренние нормативные и распорядительные документы.

КОНТРОЛЬ ВЕРСИЙ ДОКУМЕНТА. 24 ПРИЛОЖЕНИЕ 1. РЕАГЕНТЫ И МАТЕРИАЛЫ ДЛЯ ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ И БУФЕРНЫХ ЖИДКОСТЕЙ. 25 ПРИЛОЖЕНИЕ 2. ВЛИЯНИЕ РАЗЛИЧНЫХ РАСТВОРОВ НА ПОСЛЕДУЮЩИЕ ОПЕРЦИИ ПО КРЕПЛЕНИЮ СКВАЖИНЫ И ВСКРЫТИЮ ПЛАСТОВ. 39 ПРИЛОЖЕНИЕ 3.

Определение параметров бурового раствора. Информация о документе 1.1.Общие сведения о документе Тип документа: Рабочая инструкция Аннотация: Определяет порядок спуска и цементирования обсадных колонн при строительстве скважин на месторождениях ООО «Башнефть-Полюс» Минимальная периодичность пересмотра: 3 года Максимальная периодичность пересмотра: 5 лет Ограничения доступа: Без ограничений 1.2.Назначение документа Настоящая Рабочая инструкция разработана с целью определения порядка спуска и цементирования обсадных колонн при строительстве и реконструкции скважин в ООО «Башнефть-Полюс» (далее – «Общество»). Настоящая инструкция призвана обеспечить: единство принципов и требований к организации спуска и цементирования обсадных колонн при строительстве и реконструкции скважин. Единство принципов и требований к аналитике спуска и цементирования обсадных колонн при строительстве и реконструкции скважин; оптимальную структуру взаимодействия ответственных лиц структурных подразделений Общества при проведении операций по спуску и цементированию обсадных колонн в процессе строительства и реконструкции скважин. 1.3.Ответственность и область применения Настоящий документ обязаны знать и использовать в работе следующие должностные лица: Таблица 1.

Область применения Наименование должности/роли ООО «Башнефть-Полюс» Заместитель генерального директора по бурению и его сотрудники X Работники, участвующие в процессе строительства и реконструкции скважин Х 1.4.Вводимые определения терминов, сокращений и ролей Таблица 2. Перечень сокращений Сокращение Расшифровка сокращения ВП-50 Вертлюг промывочный ГИВ Гидравлический индикатор веса ГТН геолого-технический наряд ГНВП Газонефтеводопроявление ИВЭ Индикатор веса электронный ИТР инженерно-технический работник КИП контрольно-измерительные приборы КНБК компоновка низа бурильной колонны ОЗЦ ожидание затвердевания цемента ОТ и ПБ Охрана труда и промышленная безопасность ПКРО пневматические клинья ротора для обсадных колонн ПБ в НГП Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности 'Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности', утв. Приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от N 101 (ред. От ) СВП Силовой верхний привод ТТН Товарно–транспортная накладная ЦА-320 Цементировочный агрегат Таблица 3. Перечень терминов Наименование термина Определение термина Буровой подрядчик Дочернее общество или стороннее юридическое лицо, выполняющее работы по строительству и реконструкции скважин на основании договора подряда или субподряда. Буровой мастер Сотрудник бурового подрядчика, отвечающий за бурение, за проведение буровых работ, буровую бригаду и буровую установку, является подотчетным лицом.

ВП-50 или СВП Оборудование, предназначенное для подачи промывочной жидкости в колонну при строительстве, реконструкции, ремонте нефтяных и газовых скважин. Технический руководитель (Главный инженер) бурового подрядчика Сотрудник Бурового подрядчика, осуществляющий техническое руководство и производственный контроль деятельности сотрудников буровой организации. Заказчик Общество, заключающее договор подряда на выполнение работ по строительству и реконструкции скважин. Инцидент отказ или повреждение технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, отклонение от установленного режима технологического процесса. Общество ООО «Башнефть-Полюс» Обсадная колонна Предназначена для крепления буровых скважин, а также изоляции продуктивных горизонтов при эксплуатации; составляется из обсадных труб путём последовательного их свинчивания (иногда сваривания). На каждой трубе наносится маркировка с указанием диаметра, группы прочности, толщины стенки, номера трубы и даты выпуска. Обсадная труба Труба, опускаемая с поверхности для крепления стенок скважины в процессе строительства и реконструкции.

Из обсадной трубы собирается обсадная колонна. Осложнение Событие, связанное с нарушением нормального хода производственного процесса (без разрушения оборудования), требующее дополнительных затрат времени на устранение. Ответственный сотрудник бурового подрядчика Представитель бурового подрядчика, ответственный за руководство работами на кустовой площадке по спуску и цементированию обсадных колонн.

Ответственный представитель (инженер) подрядчика по цементированию Представитель подрядчика по цементированию/креплению, ответственный за руководство работами на кустовой площадке по цементированию обсадных колонн. План работ на спуск и цементирование обсадных колонн Документ, разрабатываемый Буровым подрядчиком или интегрированным сервисом на основании пункта 223 ПБ в НГП и утверждаемый пользователем недр (заказчиком).

К плану прилагаются исходные данные для расчета обсадных колонн, использованные коэффициенты запаса прочности, результаты расчета обсадных колонн (компоновка колонны) и ее цементирования, анализ цемента, а также акт готовности скважины и буровой установки к спуску и цементированию колонны. Подрядчик по цементированию/креплению Юридическое лицо, выполняющее работы по цементированию обсадных колонн на основании заключенного договора. Строительство скважин Комплекс работ, связанный со строительством новых скважин, включающий вышкомонтажные работы, бурение и крепление ствола скважины, освоение, обустройство и сдачу скважины в эксплуатацию. Супервайзер Представитель Заказчика, осуществляющий контроль за соблюдением Подрядчиком по бурению и Подрядчиком по цементированию/креплению хода производства работ на объекте, качеством выполнения этих работ, технологических процессов и операций, качеством используемых материалов и технических средств, соблюдением безопасных условий труда.

Тампонажный или цементный раствор Цементный раствор, применяемый при цементировании скважины. Товарно–транспортная накладная товаросопроводительный документ, оформляемый в основном при грузоперевозке наземным транспортом.

Служит для ведения учета движения товарно-материальных ценностей при их перевозках и доставке грузополучателю. Цементировочный комплекс Совокупность оборудования и приспособлений, позволяющая произвести цементирование скважины. Шаблонирование Комплекс мер, позволяющий снизить вероятность не прохождения обсадной колонны в стволе скважины и довести диаметр ствола скважины до номинального. Перечень ролей Наименование роли Описание роли Начальник Управления бурения и скважинных технологий Работник Общества, осуществляющий руководство отделом бурения и скважинных технологий. Отдел бурения и скважинных технологий Подразделение Общества, ответственное за организацию строительства скважин в Обществе. Отдел супервайзинга по бурению Подразделение Общества, осуществляющее производственный контроль деятельности подрядных организаций по строительству и реконструкции скважин.

ПОДГОТОВКА ОБСАДНых КОЛОНН К СПУСКУ в скважину 2.1. Приёмка труб на буровой 2.1.1. Доставка обсадных труб должна осуществляться на транспорте, специально оборудованным для перевозки обсадных труб (трубовозы, площадки, полуприцепы). Приемка обсадных труб по комплектности и качеству проводится буровым мастером в присутствии Супервайзера.

Приемка производится по сопроводительным документам (ТТН), удостоверяющим комплектность и качество поставляемой партии труб (сертификата качества/сертификат соответствия, спецификации, акта опрессовки и т.п.). Соответствие наименования труб, их количество и транспортной маркировки указанным на них данным с сопроводительными документами.

Укладка колонны производится Буровым подрядчиком под руководством Ответственного сотрудника бурового подрядчика, в последовательности, предусмотренной Планом работ, маркировкой вверх. Трубы укладывать на стеллажах ровными горизонтальными рядами на высоте не менее 200 мм над землей. Ряды труб разделять с помощью деревянных подкладок толщиной 20 - 40мм, расположенных по обоим концам и по середине трубы. При укладке труб должны использоваться специальные прокладки и боковые упоры. Высота укладки труб не более 2-х метров, но не выше ширины стеллажа. Стеллажи должны иметь не менее двух проходов на приемный мост на каждую сторону.

При высоте стеллажа ниже приемного моста подача труб на последний должна быть механизирована; Складирование обсадной трубы на кустовой площадке указано на рисунке 1. Складирование труб на кустовой площадке. А - при диаметре труб до 500 мм; б - диаметр 500 мм и более; в - укладка асбоцементных труб пирамидой; г - асбоцементные трубы в штабеле; д - штабель железобетонных труб на подкладках; 1 - клин; 2 - стальная стойка; 3 - упор; L - длина труб.

Соблюдать осторожность, чтобы не повредить нижние слои труб. Муфтовые концы должны быть обращены в сторону буровой и располагаться на одной прямой. Трубы с повреждениями поместить отдельно для их возможного ремонта. Отбракованные трубы, помечаются надписью «Брак» (надпись наносится устойчивой светлой краской) и складируются в стороне от буровой на отдельный стеллаж.

По окончании укладки труб Ответственным сотрудником бурового подрядчика составляется схема размещения труб на стеллажах, в порядке их спуска в скважину. Перемещение труб на кустовой площадке без предохранительных колец резьбовых соединений муфт и ниппелей, а также перетаскивание их волоком и сбрасывание ЗАПРЕЩАЕТСЯ.

Буровой мастер обязан записать в вахтовый журнал количество, типоразмер, общий метраж завезенных на буровую труб. Для замены дефектных труб на буровую должны доставляться резервные трубы максимальной (по расчету) группы прочности одного или нескольких типоразмеров в зависимости от конструкции обсадной колонны, в количестве не менее 5% от всего доставляемого метража труб. При осмотре колонны Ответственный сотрудник бурового подрядчика должен визуально определить качество заводского навинчивания муфты.

Характерным признаком некачественного свинчивания является большое расстояние между торцом муфты и последней риской резьбы (более 1 нитки), несовпадение торца муфты с треугольным клеймом на теле трубы. Подготовка обсадной колонны и технологической оснастки 2.2.1.

Ответственный сотрудник бурового подрядчика должен проверить соответствие присоединительных резьб труб к резьбам оснастки обсадной колонны. При несоответствии резьбы должны быть подготовлены соответствующие по прочности, опрессованные переводные трубы или патрубки. При приемке переводных труб, патрубков и переводников буровой мастер и Супервайзер должны проверить наличие актов о проведении заводских гидравлических испытаний, паспортов и эскизов с указанием основных размеров и качества материала. Вся технологическая оснастка обсадной колонны, предусмотренная Планом работ, должна быть завезена до начала спуска обсадной колонны. Перед спуском обсадных труб необходимо открутить защитные колпаки.

Удалить консервационную смазку на ниппельном и муфтовом концах при помощи пара либо жидких растворителей (использование дизельного топлива запрещено). В случае установки защитных колпаков на резьбоуплотнительной смазке на предприятии-изготовителе, допускается не удалять исходную смазку, в случае если срок хранения труб не превышает трех месяцев с момента отгрузки изготовителем. После удаления смазки необходимо полностью высушить резьбу и уплотнительные элементы. Шаблонирование труб производить в горизонтальном положении.

Для каждого типоразмера обсадной трубы должен быть шаблон, для шаблонирования внутреннего диаметра обсадной трубы. Провести визуальный контроль резьбы, уплотнения и тела трубы на наличие дефектов. Трубы с выявленными дефектами поместить отдельно. При необходимости перемещения трубы с буровой на склад необходимо нанести неметаллической щеткой тонкий слой смазки на ниппельный и муфтовый концы. Накрутить предварительно очищенные, неповрежденные и высушенные предохранительные колпаки.

ПОДГОТОВКА ОБОРУДОВАНИЯ Перед спуском обсадной колонны комиссией, состав которой утверждается Главным инженером бурового подрядчика, при обязательном участии в ней Супервайзера, проверяется состояние наземного оборудования с составлением акта готовности скважины и буровой установки к спуску и цементированию колонны. Проверка должна охватывать следующий минимальный перечень позиций: 3.1. Вертикальность вышки, соединение отдельных узлов и поясов, крепление ног вышки к блочному основанию, состояние фундамента вышки, наличие паспорта на оборудование применяемое при спуске и цементированию колонны. 3.2.Состояние крепления лебедки, редуктора и двигателей, состояние тормозной системы, пневмосистемы и наличие запасных частей к ним. 3.3.Состояние талевой системы и необходимость перепуска или замены талевого каната. 3.4.Состояние буровых насосов.

Буровые насосы, манифольд и система очистки должны быть исправны и обеспечивать бесперебойную подачу бурового раствора на различных режимах. 3.5.Горизонтальность стола ротора при нагрузке от веса инструмента, вкладыши на свободное их извлечение, действие запирающих устройств, наличие и исправность элементов малой механизации. 3.6.Наличие, исправность и срок годности КИП. 3.7.Исправность противовыбросового оборудования.

3.8.Исправность вспомогательного оборудования для спуска колонны (элеваторов, машинных ключей, хомутов-элеваторов, ПКРО, пакеров и т.д.), наличие паспортов на них. Особое внимание при проверке паспортов на оборудование уделить на рабочее давление, даты последней дефектоскопии и опрессовке оборудования, сроку действия сертификатов соответствия (сертификатов качества) и т.д. 3.9.Исправность энергетического оборудования (в том числе аварийной электростанции и освещения). ПОДГОТОВКА СТВОЛА СКВАЖИНЫ К СПУСКУ обсадных КОЛОНН. Подготовка ствола скважины к спуску колонн должна проводиться уже при бурении всего интервала. Основными задачами при этом являются следующие: минимизация кавернообразования за счет применения буровых растворов с необходимой величиной ингибирующих свойств; исключение образования толстой глинистой корки на стенках скважины за счет применения растворов с регламентируемым уровнем фильтрации; полная очистка ствола от выбуренной породы. До спуска обсадной колонны необходимо провести комплекс работ по подготовке ствола скважины.

По окончанию бурения промыть скважину в течение 2-х циклов, в случае выхода обильного шлама промыть дополнительно, выровнять параметры бурового раствора по всему объему. После заключительных электрометрических работ произвести шаблонировку ствола скважины компоновкой, применяемой при последнем долблении (интервал шаблонировки предварительно согласовать с отделом бурения и скважинных технологий Общества). Исходя из ситуации на скважине, возможен спуск роторной КНБК для шаблонировки (КНБК шаблонировки согласовать с отделом бурения и скважинных технологий Общества). Спуск КНБК необходимо осуществлять со скоростью: до глубины 1000 м – 1 м/сек, ниже 1000 м – 0,4 м/сек., не допуская посадок более 5 тн. В процессе шаблонирования ствола скважины необходимо прорабатывать его в интервалах затяжек, имевших место при подъёме инструмента после последнего долбления, в интервалах сужений и желобных выработок по данным кавернометрии, а также интервалов посадок КНБК. Проработку следует производить до полной ликвидации посадок при спуске КНБК без промывок, при скорости не более чем 80-100м/ч.

Режим проработки: расход – 14-50л/с в зависимости от прорабатываемой секции (кондуктор и техническая колонна 45-50л/с, эксплуатационная колонна 28-35л/с, хвостовик 10-15 л/с), обороты ротора – максимально возможные исходя из паспортных характеристик на ВЗД с учетом фактического угла перекоса на ВЗД. В случае возникновения посадок и затяжек более 5 тн при шаблонировке, то шаблонировку повторить. В случае если посадки и затяжки более 5 тн не устраняются, дальнейшие действия согласовать с отделом бурения и скважинных технологий Общества. Спуск КНБК до и между интервалами проработок необходимо осуществлять с промежуточными промывками. Первая промывка производится перед выходом в открытый ствол.

Восстановление циркуляции производить плавно одним насосом с производительностью не более 10-15 л/с при постепенном увеличении ее до максимальной, которая была при бурении скважины, не допуская поглощений и потери циркуляции. Производительность насосов при промывках ограничивать, исходя из недопущения нагрузок на пласты в открытом стволе величиной 0,95 от давления гидроразрыва. При промывке скважины в открытом стволе должно быть исключено оставление бурильного инструмента без движения более 3 мин.

При достижении забоя промыть скважину в течение 1,5-2-х циклов (производительность насосов зависит от секции спускаемой обсадной трубы, обороты ротора – максимально возможные исходя из паспортных характеристик на ВЗД с учетом фактического угла перекоса на ВЗД) с обработкой и доведением параметров раствора до требуемых план-программой или ГТН, не допуская возникновения гидродинамических нагрузок на пласты в открытом стволе выше допустимой величины. Промывку производить до полного выноса и отсутствия шлама на виброситах с постоянным контролем газопоказаний, уровня бурового раствора в емкостях, расхаживанием инструмента на длину свечи. Составить акт на соответствие параметров бурового раствора программным значениям. После этого приступить к подъёму инструмента под спуск обсадной колонны, не допуская затяжек более 5тн, ликвидируя их шаблонированием или проработкой ствола скважины. Подъем инструмента осуществлять с постоянным доливом скважины и контролем объема, не допуская снижения уровня раствора в скважине ниже допустимого. Если в процессе подготовки ствола скважины обнаружены газонефтеводопроявления или поглощения, ствол скважины должен быть подготовлен повторно после их полной ликвидации. Подъем бурильного инструмента вести с постоянным доливом скважины.

Необходимо вести контроль объема долива. Объем долива раствора должен быть не менее объема поднятого из скважины бурильного инструмента. При подъеме КНБК не допускать затяжек более 5 тн сверх собственного веса.

При появлении затяжки произвести расхаживание инструмента на длину свечи до свободного хождения. При невозможности устранить затяжку включить насос с минимальной подачей и плавно довести расход до рабочего значения. Произвести промывку до выхода забойной пачки с расхаживанием и вращением инструмента. Следить за выходом шлама на вибросита. При большом количестве выходящего шлама проводить промывку до прекращения выхода шлама, при необходимости прокачать ВУС. Продолжить подъем с промывкой и вращением инструмента выше места затяжки на 15-20 м.

Прошаблонировать места затяжек до свободного хождения инструмента без промывки. При длительных остановках или простоях при шаблонировке скважины бурильный инструмент должен быть поднят в башмак обсадной колонны или в безопасною зону. Ствол скважины должен периодически шаблонироваться или прорабатываться до забоя.

Периодичность этих операций устанавливается буровой организацией. 4.1.После проведения необходимых исследований и работ в скважине, необходимо произвести шаблонирование ствола скважины компоновкой, указанной в программе бурения (плане работ на крепление). В интервалах сужений и посадок ствол скважины необходимо проработать, при этом скорость проработки должна составлять 80-100 м/ч до свободного хождения бурильного инструмента. 4.2.После допуска инструмента до забоя параметры бурового раствора необходимо привести в соответствие с план-программой или ГТН. 4.3.При наличии затяжек и других осложнений в процессе подъема бурильного инструмента, провести повторную проработку ствола скважины. 4.4.Ответственный сотрудник бурового подрядчика и Супервайзер до спуска обсадной колонны в скважину обязаны провести проверку наличия на буровой: утверждённого Плана работ; фактической укладки обсадной колонны на мостках на предмет соответствия со схемой размещения труб, наличие и качество технологической оснастки; акта готовности скважины и буровой установки к спуску и цементированию колонны; данных анализа тампонажного цементного раствора.

4.5.По результатам подготовки ствола скважины к спуску и цементированию обсадной колонны, ответственный сотрудник бурового подрядчика должен получить разрешение на начало работ (в виде телефонограммы) от главного инженера бурового Подрядчика, согласованное с супервайзером. ТРЕБОВАНИЯ К БУРОВОМУ РАСТВОРУ ПРИ ПОДГОТОВКЕ СТВОЛА СКВАЖИНЫ К СПУСКУ обсадных колонн. Подготовка ствола скважины к спуску и цементированию обсадных колонн является одним из наиболее ответственных мероприятий при заканчивании скважин, поскольку в значительной мере предопределяет качество разобщения пластов и крепления скважин, отвечающее требованиям долговременной разработки месторождения и охраны недр. Качество бурового раствора во многом определяет качество цементирования. От качества бурового раствора зависит: полнота удаления бурового раствора со стенок скважины; полнота замещения бурового раствора цементным раствором; величина гидродинамической составляющей забойного давления, а следовательно и репрессии на пласты. Для повышения полноты замещения бурового раствора цементным и улучшения качества крепления необходимо предотвратить кавернообразование ствола, обеспечить очистку его от шлама и рыхлых корок. Твердая фаза материала, находящегося на стенках скважины и в кавернах при использовании утяжеленных растворов, включает массовую долю барита 98%.

Повышенное содержание барита в осадке свидетельствует об оседании его из бурового раствора. Осевший барит повышает вязкость и плотность бурового раствора вдоль нижней стенки наклонной скважины, что затрудняет вытеснение бурового раствора в этой зоне. В реальной скважине вместе с баритом оседает и шлам. При достаточно малых скоростях течения в кольцевом пространстве “языки” твердой фазы или шламовая подушка формируются уже при зенитных углах скважины 10 0.

В скважинах с зенитными углами от 10 до 30 0 при скоростях течения менее 0,6 м/с формируется обычно тонкая и неустойчивая при турбулентном течении подушка. При зенитных углах от 30 до 60 0 и умеренных скоростях течения - 0,75 м/с шламовая подушка образуется, но сползает вниз, двигаясь против течения. При зенитных углах 60 - 90 0 шламовая подушка образуется практически мгновенно, так как путь оседания шлама очень короток, и не сползает вниз.

Подушка растет, пока возрастающая скорость течения не приводит к выносу шлама поверх подушки. Существование “языков” значительной длины ухудшает вытеснение бурового раствора при цементировании. Образование “языков” твердой фазы можно избежать путем правильного подбора реологических свойств бурового раствора.

Инструкция По Подготовка Обсадных Труб К Спуску В Скважины И Бурового Оборудования

Прослеживаются следующие закономерности: чем больше угол наклона скважины, тем обширнее каналы вдоль обсадной и бурильной колонны, заполненные буровым раствором, т. Тем хуже цементирование; имеются определенные значения динамического напряжения сдвига раствора (t 0), ниже которого образуются “языки” твердой фазы; динамическое напряжение сдвига, необходимое для предотвращения образования “языков” уменьшается с уменьшением угла наклона скважины.

Образование “языков” осевшей на нижнюю стенку скважины твердой фазы или шламовых подушек зависит не только от реологических свойств бурового раствора, но и существенно от режима промывки и геометрии ствола скважины. После проработки и шаблонировки ствола скважины перед спуском эксплуатационной колонны вязкость раствора должна быть в пределах 25 – 28 с, а СНС 1/10 15-20/30-55 дПа для обеспечения более полного вытеснения бурового раствора тампонажным и предупреждения «языкового» поднятия последнего выше устройства для ступенчатого цементирования. Проектно-технологическая документация на бурение должна быть составлена не только с точки зрения минимальной стоимости строительства скважины и безопасности буровых работ, но и создания хороших условий для цементирования. Руководство по ремонту санг енг нью актион.