Особенности конструкции скважин и цементирования обсадных колонн

 

14.16. Проектирование конструкций и технико-технологических решений по креплению скважин необходимо осуществлять с выполнением основных требований, предъявляемых к нефтяным и газовым скважинам, изложенных в разд. 1-13 настоящей Инструкции, а также следующих специальных требований.

14.17. Для районов работ, где объемная льдистость четвертичных отложений не превышает 40%, допускается конструкция скважин без применения дополнительных средств пассивной или активной теплоизоляции крепи.

В случае образования приустьевой воронки после выпадения в осадок растепленных пород воронка засыпается минеральным грунтом.

14.18. Для условий присутствия отложений с льдистостью более 40% объемных конструкция скважин должна выбираться с учетом необходимости дополнительной активной или пассивной (или в сочетании) теплоизоляции.

14.19. Существующие методы и средства активной теплоизоляции в настоящее время не имеют достаточно технологичных и экономичных решений.

Допускается и необходимо при проектировании конструкций предусматривать пассивную, как основной вариант, теплоизоляцию ММП с учетом специальных технико-технологических решений при бурении и креплении скважин.

14.19.1. Конструкция скважины должна предусматривать возможность использования теплоизолированных лифтовых труб конструкции ВНИИГаза или закупаемых по импорту.

Теплоизолированные трубы должны располагаться как минимум против мерзлых пород, где пластовая вода находится в твердом (лед) состоянии, как правило, до башмака зоны газогидратных отложений.

14.19.2. Шахтовое направление (глубиной до 20 м) в конструкции скважин обязательно. Установка шахтового направления входит в состав подготовительных работ до затаскивания буровой установки на точку.

Цементирование шахтового направления необходимо осуществлять тампонажным раствором нормальной плотности (r = 1850-1830 кг/м³) на базе портландцемента ПЦТ-50, затворенного на растворе хлористого кальция 6-8%- ной концентрации.

14.19.3. Трубное направление должно перекрывать интервал залегания высокольдистых пород с установкой башмака в консолидированных устойчивых глинах эпикриогенной части разреза с заглублением не менее, чем на 5 м. Как правило, это соответствует глубине до 50-80 м.

Цементирование трубного направления необходимо осуществлять таким же тампонажным раствором, как и шахтовое направление.

14.19.4. Кондуктор должен перекрывать всю толщу ММП с заходом башмака не менее, чем на 50 м в устойчивые глины подстилающих отложений.

Цементирование кондуктора осуществлять в один прием двумя порциями тампонажного раствора на базе портландцемента ПТЦ-50. Верхняя порция - облегченный раствор плотностью 1550-1600 кг/м³ (составы см. ниже), нижняя - раствор плотностью 1850-1900 кг/м³, затворяемые на 6-8%-ном растворе хлористого кальция. Объем нижней порции раствора должен выбираться из расчета подъема от башмака приблизительно на 100 м.

14.19.5. Количество и глубины спуска промежуточных обсадных колонн выбираются в соответствии с п.п. 2.2 и 2.3 настоящей Инструкции.

14.19.6. При выборе диаметра эксплуатационной колонны, способов установки промежуточных колонн (от необходимой глубины до устья или в виде потайной), помимо требований оптимального отбора продукции, необходимо учитывать возможность спуска составных теплоизолированных лифтовых труб, если это предусматривается в данной конструкции скважины.

14.20. Выбор способа спуска и цементирования обсадных колонн необходимо производить в соответствии с п.п. 2.11-2.15 настоящей Инструкции.

Примечание. Применение комбинированного двухстадийного способа цементирования с закачиванием тампонажного раствора на второй стадии с устья в затрубное пространство на поглощение запрещается. Отсутствие в данном предприятии муфт ступенчатого цементирования, устройств для секционного спуска обсадных колонн и других не является основанием применения указанного способа. В случае отсутствия необходимых технических средств отечественного производства следует предусматривать закупку их по импорту.

 

14.21. Общие принципы выбора и расстановки заколонной технологической оснастки обсадных колонн (разд. 8 и прил. 12 Инструкции) распространяются также на скважины, бурящиеся в условиях наличия ММП, с учетом следующих особенностей.

14.21.1. В обсаженном стволе скважины в интервале залегания ММП и на 50 м ниже обсадные колонны должны оснащаться жесткими центраторами-турбулизаторами типа ЦТГ.

Для обсадных колонн диаметром 324 мм и более допускается применение жестких центраторов типа «стрингер» конструкции ТюменНИИгипрогаза.

В необсаженном стволе кондуктор оснащать центраторами типа ЦЦ-1.

14.21.2. В обсаженном или открытом стволе скважины ниже ММП с углом наклона до 25° возможно использование упругих центраторов типа ЦЦ-1.

14.21.3. Для наклонных более 25° и горизонтальных участков ствола скважины необходимо применять жесткоупругие центраторы типа ЦЦ-2,4 или жесткие - типа ЦТГ.

14.21.4. Потайные колонны, особенно выполняющие роль части эксплуатационной или перекрывающие верхний этаж нефтегазоносности, должны обязательно оснащаться заколонными пакерами.

14.22. Буферные жидкости для цементирования обсадных колонн, в том числе в случаях, предусматривающих вымыв жидкости на поверхность, должны быть незамерзающими.

14.23. Рекомендуемые составы облегченных тампонажных композиций приведены в прил. 3.

14.24. Для каждого региона (района, месторождения) должны быть разработаны регламенты на все требования к крепи скважин и их реализацию, в том числе по конструкции скважин, методам и материально-техническим средствам цементирования обсадных колонн, схемам обвязки обсадных колонн на устье и оборудования их противовыбросовым оборудованием, дополнительным требованиям к прочностному расчету обсадных колонн, расчету крепи скважины на устойчивость, методам гидродинамической кольматации ствола скважины и др.

Регламенты должны разрабатываться на основе действующих НТД, в том числе настоящей Инструкции, РД «Регламент по выбору конструкций и технологии крепления скважин, рассчитанных на длительную эксплуатацию в условиях Бованенковского ГКМ» (ТюменНИИгипрогаз, 1994), РД 00158758-160-94 «Определение прочностных характеристик обсадных труб, спускаемых в зону ММП, из условия сохранения целостности и герметичности эксплуатационных колонн способом управляемой разгрузки давления обратного промерзания на внешнюю сторону крепи» (ТюменНИИгипрогаз, 1994), РД 00158758-176-96 «Регламент по креплению Ачимовских отложений, характеризующихся аномально-высокими пластовыми давлениями (АВПД) и высокими забойными температурами» (ТюменНИИгипрогаз, 1996) и др.

 

 

ПРИЛОЖЕНИЯ

 

Приложение 1