При спуске секционных и потайных колонн

 

10.17. При подъеме инструмента после последнего долбления бурильные трубы, предназначенные для спуска секции или потайной колонны, необходимо:

- подвергнуть контрольному замеру;

- испытать внутренним давлением на полуторакратную величину относительно ожидаемого максимального давления при цементировании;

- подвергнуть дефектоскопии;

- прошаблонировать пропуском жесткого шаблона;

- проверить внешним осмотром состояние резьб и упорных торцов разъемных замковых соединений и внешним осмотром - неразъемные соединения;

- заменить дефектные трубы на равные им по прочности.

10.18. Для спуска нижних секций и потайных колонн ствол скважины подготавливается с выполнением всех требований по п.п. 10.1-10.15.

10.19. После подъема бурильных труб, на которых спущена нижняя (промежуточная) секция колонны, необходимо:

10.19.1. Произвести контрольный спуск КНБК в открытый ствол с проработкой по п.п. 10.8 и 10.11 до "головы" секции.

В зависимости от профиля и состояния ствола скважины от устья до "головы" спущенной секции жесткость КНБК может быть уменьшена по сравнению с последней компоновкой.

10.19.2. В случае нахождения «головы» секции в обсаженном стволе скважины необходимо осуществлять контрольный спуск бурильных труб с КНБК, компонуемой по усмотрению бурового предприятия.

10.20. Разгрузка КНБК на "голову" секции не допускается, если это не предусмотрено конструкцией устройства для спуска и стыковки секций с применением специальной контрольной компоновки.

10.21. При нахождении КНБК непосредственно над секцией необходимо промыть скважину с очисткой и обработкой всего объема бурового раствора и приведением его параметров в соответствие с ГТН.

Поднять КНБК для спуска секции колонны.

 

СПУСК ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ

Общие положения

 

11.1. Спуск обсадной колонны должен осуществляться в соответствии с Планом работ на крепление скважины (прил. 5), составленным на основании рабочего проекта на строительство скважины с учетом фактических геолого-технических условий.

11.2. Работы по спуску обсадной колонны должны производиться под руководством ответственного лица бурового предприятия - начальника буровой (бурового мастера), технолога или главного инженера, назначаемого в зависимости от сложности работ, с участием представителя Заказчика.

11.3. Разрешение на спуск обсадной колонны дает руководитель бурового предприятия или замещающее его лицо на основании информации ответственного лица о готовности буровой установки, ствола скважины, обсадных труб, технологической оснастки, материалов и других в соответствии с Планом работ.

11.4. Необоснованные отклонения от Плана работ не допускаются.

11.5. В случае осложнений в процессе спуска обсадной колонны:

11.5.1. Ответственный представитель должен предпринять первостепенные меры по ликвидации и предупреждению развития осложнения и согласовать свои дальнейшие действия с руководством бурового предприятия.

11.5.2. Вынужденное решение об изменении компоновки, оснастки, глубины спуска и интервала цементирования обсадной колонны принимается совместно Подрядчиком и Заказчиком и согласуется с Проектировщиком.

 

Спуск обсадной колонны в один прием (базовый вариант)

 

11.6. Спуск колонны должен осуществляться, как правило, с применением клиновых захватов или спайдеров, в том числе спайдера-элеватора на крюке талевой системы.

Допускается применение элеваторов в начале спуска и до достижения массы колонны (с учетом облегчения ее в буровом растворе), соответствующей коэффициенту запаса прочности на страгивание (растяжение) верхних резьбовых соединений не менее 1,5 для труб диаметром до 245 мм и не менее 1,75 для труб большего диаметра.

11.7. Требования к смазке (уплотнительному составу) для резьбовых соединений.

11.7.1. Уплотнительный состав для всех резьбовых соединений (кроме по п. 11.7.3) обсадных труб, а также элементов технологической оснастки обсадной колонны, входящих в ее компоновку, должен быть одинаковым для всех соединений. Тип уплотнительного состава выбирается по прил. 14.

11.7.2. Для смазки резьб извлекаемых из скважины элементов оснастки необходимо использовать неклеевые и неотверждающиеся (неполимеризующиеся) составы, как правило, состав Р-416.

11.7.3. Герметизирующий состав с резьб, нанесенный заводом-изготовителем или фирмой-поставщиком и защищенный исправным предохранителем, не допускается снимать и заменять другим.

11.7.4. Подготовку резьб, приготовление двухкомпонентных составов на буровой, нанесение состава на резьбы необходимо осуществлять в соответствии с инструкциями по их применению.

В любом случае до смазки резьба должна быть очищена неметаллической щеткой или другим приспособлением, обезжирена и протерта насухо с принятием мер по предотвращению загрязнения и попадания влаги перед смазкой и свинчиванием.

11.8. Для свинчивания и закрепления резьбовых соединений необходимо использовать специальные автоматические ключи, как правило, с гидравлическим приводом, оборудованные моментомером с показывающим и записывающим устройствами.

Допущение. Допускается закрепление машинными ключами резьбовых соединений труб кондукторов и промежуточных колонн, после которых не ожидается вскрытие газовых и газоконденсатных пластов, а также нефтяных пластов с АВПД.

11.9. Степень закрепления резьбовых соединений необходимо контролировать по заходу ниппеля в муфту трубы и величине крутящего момента в соответствии с ТУ и инструкциями по эксплуатации каждого типоразмера труб и резьб, рекомендациями фирм-поставщиков и с учетом влияния типа герметизирующего состава (прил. 14).

11.9.1. В табл. 6 для примера приведены крутящие моменты свинчивания резьбовых соединений труб ГОСТ 632-80 и несамоотверждающихся смазок, в табл. 7 - труб стандарта АНИ (бюллетень 5А2 АНИ), кН·м.

 

Таблица 6

 

Условный диаметр труб, мм	Треугольная резьба с закругленным профилем		ОТТМ1	ОТТГ1	ОГ1м
	толщина стенки, мм
	до 9	9 и более
114	3,00-4,00	-	3,30-4,70	3,90-5,20	3,00
127	3,30-5,10	6,00	3,40-4,80	4,00-5,40	3,50
140	5,00-6,00	7,00-8,00	3,70-6,00	5,80-8,00	4,00
146	5,00-6,00	7,60-9,60	4,30-6,10	6,00-8,20	4,00
168	6,00-7,90	9,10-12,80	4,30-6,60	6,90-10,70	4,50
178	7,10-8,40	9,70-13,60	4,40-7,00	7,00-11,00	4,50
194	7,40-9,60	11,20-15,70	4,90-8,40	7,50-11,50	5,50
219	11,60	13,50-19,20	5,30-8,50	9,90-16,00	6,50
245	13,10	15,20-21,60	5,60-10,20	11,40-21,90	7,50
273	11,80-15,20	17,80-25,40	5,80-9,40	12,60-21,60	8,50
299	16,80	19,60-27,90	6,00-8,70	-	-
324	-	21,60-30,80	7,50-9,60	-	-
340-377	-	23,40-33,40	7,80-9,80	-	-
407-426	-	30,00-43,00	-	-	-
508	-	49,40	-	-	-

 

Примечания: Условия нормального закрепления резьб:

- заход ниппеля в муфту для треугольной резьбы должен быть ±1 нитка нарезки;

- для ОТТМ торец муфты должен совпадать с концом сбега резьбы ниппеля или расстояние между торцом муфты и концом сбега должно быть не менее 5 мм для труб диаметром до 194 мм и 6 мм для труб большего диаметра;

- для ОТТГ и ТБО торец муфты должен совпадать с концом сбега резьбы на ниппеле или не доходить не более 2 мм;

- для ОГ1м упорные торцы ниппеля и муфты должны сходиться;

- моменты свинчивания должны корректироваться для других уплотнительных составов (прил. 14);

- в контракте (договоре) на поставку труб со специальными резьбовыми соединениями рекомендуется включать требование нанесения меток для визуального контроля степени закрепления резьб.

 

11.9.2. Для других типоразмеров резьбовых соединений, в том числе при наличии рекомендаций по контролю свинчивания впервые применяемых в данном предприятии труб, необходимо заблаговременно производить пробные свинчивания труб с использованием необходимого уплотнительного состава.

11.9.3. "Усиление" резьбовых соединений при ненормальном свинчивании труб любой марки стали и любым способом запрещается.

 

Таблица 7

 

Условный диаметр труб, мм	Крутящий момент свинчивания, кН·м
	оптимальный	минимальный	максимальный
Резьбы закругленного профиля, шаг 8 ниток на 25,4 мм
114	1,70	1,50	2,20
140	3,70	2,80	5,50
168	4,40	3,30	6,50
178	5,30	3,90	7,90
194	5,30	4,30	7,90
219	5,70	4,80	8,40
245	6,50	4,80	9,70
273	6,80	5,10	10,10
Резьбы Экстрем-лайн
140	3,75	3,00	4,50
168	4,25	3,50	5,00
178	4,20	3,50	5,00
194	6,00	5,00	7,00
219	6,00	5,00	7,00
245	6,50	5,50	7,50
273	6,50	5,50	7,50

 

Примечания:

- для труб диаметром 114 мм из сталей с низкими механическими свойствами крутящий момент может быть меньше 1,50 кН·м, из сталей высокопрочных - может превышать 2,20 кН·м.

- заход ниппеля в муфту трубы с резьбой закругленного профиля должен быть ±2 нитки нарезки в диапазоне указанных моментов закрепления.

 

11.9.4. При ненормальном свинчивании трубу следует отсоединить и забраковать.

11.9.5. Для дальнейшего спуска резьбу муфты трубы, из которой вывернута забракованная труба, необходимо проверить внешним осмотром и гладким калибром.

В случае необходимости отвинчивания второй трубы и неудовлетворительного состояния муфты предшествующей трубы решение о целесообразности дальнейшего спуска колонны принимается совместно Подрядчиком и Заказчиком в зависимости от массы спущенной колонны, коэффициента запаса прочности на страгивание (растяжение) резьбовых соединений и назначения обсадной колонны.

11.10. Перед подачей на мостки буровой предохранительные кольца на ниппелях труб должны быть ослаблены для легкого отвинчивания "от руки", а предохранительные ниппели из муфт полностью вывернуты.

11.11. На муфту затаскиваемой к ротору трубы должен одеваться легкий безрезьбовый колпак.

11.12. После снятия защитного колпака у ротора в каждую трубу необходимо ввести шаблон плавающего типа с захватом для ловителя.

Размеры шаблонов должны выбираться по табл. 3.

В каждой вахте должно быть назначено ответственное лицо по шаблонированию труб.

11.13. До подачи на мостки буровой к ротору длина каждой трубы и встраиваемых в колонну элементов технологической оснастки должны быть подвергнуты контрольному измерению стальной рулеткой.

В процессе спуска специальным лицом, как правило представителем геологической службы бурового предприятия, должна постоянно фиксироваться мера спущенной колонны по форме, приведенной в прил. 18.

11.14. Башмак обсадной колонны должен навинчиваться "на весу" после затаскивания обсадной трубы и закрепляться на роторе.

11.15. Центраторы, турбулизаторы и скребки необходимо одевать и закреплять на трубах на мостках буровой перед затаскиванием труб.

11.16. Спуск обсадной колонны необходимо осуществлять со скоростью, рассчитанной поинтервально в соответствии с прил. 15.

Движение колонны на длине каждой трубы должно осуществляться по тахограмме типа "трапеция" с плавным набором скорости до максимальной и плавной посадкой на ротор.

При большой массе колонны дополнительно к гидравлическому или другого типа тормозу необходимо использовать рекуперативный режим работы электродвигателей или обратный ход коробки перемены передач дизельного привода лебедки.

11.17. При спуске колонны не допускать посадки по отношению к разгрузке ее за счет трения при движении по стволу скважины для труб диаметром до 245-273 мм более 3-5 тс и для большего диаметра 5-6 тс. Величины допустимых посадок могут уточняться в Плане работ с учетом опыта в данном районе.

При возникновении посадок необходимо:

- восстановить циркуляцию;

- произвести расхаживание колонны с промывкой.

В случае непроходимости колонны после остановки циркуляции возобновить последнюю; руководитель работ согласует дальнейшие действия с руководством бурового предприятия.

11.18. При проектировании скважин с горизонтальным (псевдогоризонтальным) окончанием ствола большой протяженности по согласованному решению Подрядчика, Заказчика и Проектировщика может предусматриваться применение специального оборудования для принудительного продвижения колонны по стволу скважины.

Для таких случаев выполнение п. 11.17 также обязательно.

11.19. Необходимо вести постоянный контроль за заполнением колонны и вытеснением бурового раствора из скважины.

11.19.1. Контроль за установившимся режимом заполнения колонны осуществляется по расчетным величинам нарастания веса на крюке и объему вытесняемого раствора, измеряемому в изолированной тарированной приемной емкости буровых насосов.

11.19.2. При уменьшении темпа нарастания веса колонны и увеличении объема вытесняемого раствора сверх расчетного необходимо восстановить циркуляцию в скважине, предварительно заполнив колонну буровым раствором с замером объема.

Если причиной осложнения является закупорка обратного клапана или башмака колонны, промыть скважину.

11.19.3. При нормальном весе колонны и уменьшении объема вытесняемого раствора восстановить циркуляцию с целью установления факта поглощения бурового раствора и при его наличии согласовать дальнейшие действия с руководством бурового предприятия.

11.20. Особое внимание уделять характеру вытеснения бурового раствора при вскрытых газовых и газоконденсатных горизонтах независимо от наличия АВПД, а также водоносных и нефтяных горизонтах с АВПД.

11.20.1. При обнаружении увеличения объема вытесняемого раствора сверх расчетного (с учетом разницы вытесненного из скважины и долитого в колонну) не допускать приток более 25 % установленного допустимого объема (но не больше 1 м³) для промежуточных положений колонны и более 50% (но не больше 1,5 м³) в призабойной зоне. В противном случае спуск колонны следует приостановить.

Примечание. Величина допустимого притока устанавливается действующими инструкциями по предупреждению и ликвидации газонефтеводопроявлений (ГНВП) и указывается в Плане работ.

 

11.20.2. При обнаружении движения бурового раствора из скважины в процессе навинчивания очередной трубы или любой остановке дальнейший спуск колонны следует приостановить независимо от объема притока.

Следует иметь в виду, что после спуска каждой трубы может иметь место запаздывание выхода раствора из скважины или прекращения выхода, не являющееся причиной поглощения раствора или поступления флюида в скважину. Такая закономерность должна устанавливаться при СПО в процессе углубления скважины.

11.20.3. О возникновении осложнения по п.п. 11.20.1 и 11.20.2 руководитель работ сообщает руководству бурового предприятия и согласует с ним дальнейшие действия.

При этом незамедлительно необходимо:

- подать сигнал "выброс";

- установить на верхнюю трубу открытый шаровой кран;

- закрыть шаровой кран и герметизировать затрубное пространство ПУГом;

- при отсутствии ПУГа и при малом весе обсадной колонны присоединить к верхней трубе специальную "аварийную" бурильную трубу с открытым шаровым краном и закрыть кран и верхний плашечный превентор;

- присоединить рабочую трубу, закрыть ДЗУ, открыть шаровой кран, вести наблюдение за давлением в затрубном и трубном пространстве и расхаживать колонну.

Дальнейшие работы по ликвидации ГНВП должны проводиться в соответствии с действующими инструкциями по согласованию с руководством бурового предприятия и, при необходимости, с противофонтанной службой.

11.21. В случае перелива бурового раствора из колонны ("сифон") необходимо промыть скважину до стабилизации давления; при необходимости закачать в колонну порцию бурового раствора повышенной плотности.

11.22. В процессе спуска колонны необходимо осуществлять промежуточные промывки, в том числе до выхода в открытый ствол из промежуточной (потайной) колонны. Глубины промывок устанавливаются по опыту бурения скважин в данном районе или аналогичных условиях и корректируются в процессе спуска колонны в зависимости от характера вытеснения и состояния бурового раствора.

11.23. После окончания допуска колонны до проектной глубины следует промыть скважину в течение 1,5-2-х циклов циркуляции.

11.24. В процессе любых промывок скважины необходимо:

- контролировать состояние бурового раствора с обработкой в случае необходимости и поддержанием параметров в соответствии с ГТН;

- контролировать характер циркуляции с целью своевременного обнаружения поглощений или флюидопроявлений;

- контролировать наличие в буровом растворе пластовой воды, нефти или газа, в том числе с помощью газоанализатора;

- вести тщательную очистку бурового раствора.

11.25. При промывках скважины, технологических или вынужденных остановках и после окончания спуска обсадную колонну необходимо периодически расхаживать.

11.26. После окончания допуска колонны, в том числе оборудованной устройством для ступенчатого цементирования, до проектной глубины необходимо сбросить в обсадные трубы запорный шар обратного клапана (в случае установки двух клапанов - шар верхнего).

Спуск колонны с заранее помещенным шаром или преждевременное сбрасывание его в трубы запрещается без крайней необходимости.

При вынужденном спуске (допуске) колонны без самозаполнения необходимо осуществлять периодический долив колонны с обеспечением четырехкратного запаса прочности порциями бурового раствора V, м³, определяемыми из выражения

,

где d - внутренний диаметр доливаемых обсадных или бурильных труб, м;

P - меньшая из двух величин - давление смятия обсадных труб или паспортный допустимый перепад давления на обратный клапан, МПа;

r - плотность бурового раствора, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с².

Долив колонны осуществляется через L, м, спущенных труб

.

11.27. Разгрузка обсадной колонны на забой скважины категорически запрещается.