сто газпром 2 3.2-202-2008
TRANSCRIPT
ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»
СТАНДАРТ ОАО «ГАЗПРОМ»
Корпоративная с
истем
а н
орм
ативно"м
етодических д
окум
ентов
ОАО
«Газпром
» в
области п
роектирования,
строительства
и э
ксплуатации о
бъектов О
АО
«Газпром
»
ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНАЯ
СКВАЖИНА С АНОМАЛЬНО ВЫСОКИМ
ПЛАСТОВЫМ ДАВЛЕНИЕМ.
ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ И РЕШЕНИЯ
СТО Газпром 2"3.2"202"2008
ИЗДАНИЕ ОФИЦИАЛЬНОЕ
Москва 2008
ООО «Информационно"рекламный центр
газовой промышленности»
ДОКУМЕНТЫ НОРМАТИВНЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ,
СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ
ОАО «ГАЗПРОМ»
ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»
СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ
ДОКУМЕНТЫ НОРМАТИВНЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ,
СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ ОАО «ГАЗПРОМ»
ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНАЯ СКВАЖИНАС АНОМАЛЬНО ВЫСОКИМ ПЛАСТОВЫМ ДАВЛЕНИЕМ.
ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ И РЕШЕНИЯ
СТО Газпром 2&3.2&202&2008
Издание официальное
ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»
Общество с ограниченной ответственностью «ТюменНИИгипрогаз»
Общество с ограниченной ответственностью«Информационно&рекламный центр газовой промышленности»
Москва 2008
II
СТО Газпром 2&3.2&202&2008
Предисловие
Распространение настоящего стандарта осуществляется в соответствии с действующим
законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»
1 РАЗРАБОТАН
2 ВНЕСЕН
3 УТВЕРЖДЕН
И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ
4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ
Обществом с ограниченной ответственностью «Тюмен%
НИИгипрогаз»
Управлением по бурению газовых и газоконденсатных
скважин Департамента по добыче газа, газового конденсата,
нефти ОАО «Газпром»
Распоряжением ОАО «Газпром» от 12 марта 2008 г. № 47
с 15 сентября 2008 г.
© ОАО «Газпром», 2008
© Разработка ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2008
© Оформление ООО «ИРЦ Газпром», 2008
III
СТО Газпром 2&3.2&202&2008
Содержание
1 Область применения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .1
2 Нормативные ссылки . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .1
3 Термины и определения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3
4 Обозначения и сокращения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3
5 Требования к проектированию скважин с аномально высоким пластовым
давлением на стадии выполнения проекта разработки месторождения . . . . . . . . . . . . . . . . .4
6 Требования к рабочему проектированию строительства эксплуатационных
газоконденсатных скважин с аномально высоким пластовым давлением . . . . . . . . . . . . . . .5
7 Требования к строительству эксплуатационных газоконденсатных скважин
с аномально высоким пластовым давлением . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .9
8 Требования к контролю качества строительства газоконденсатных скважин
с аномально высоким пластовым давлением . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .11
9 Требования к эксплуатации газоконденсатных скважин с аномально высоким
пластовым давлением . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .14
10 Требования промышленной безопасности . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .15
Библиография . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .17
1
СТО Газпром 2&3.2&202&2008
СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»
ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНАЯ СКВАЖИНА
С АНОМАЛЬНО ВЫСОКИМ ПЛАСТОВЫМ ДАВЛЕНИЕМ.
ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ И РЕШЕНИЯ
Дата введения – 2008%09%15
1 Область применения
Настоящий стандарт распространяется на эксплуатационные газоконденсатные сква%
жины ачимовских отложений с аномально высоким пластовым давлением месторождений
дочерних обществ ОАО «Газпром» в Тюменской области и устанавливает технические требо%
вания 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 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
СТО Газпром РД 2.1%146%2005 Смазочные компоненты буровых растворов. Техниче%
ские требования
СТО Газпром РД 2.1%147%2005 Материалы для утяжеления буровых растворов при стро%
ительстве скважин. Технические требования
Издание официальное
2
СТО Газпром 2&3.2&202&2008
СТО Газпром РД 2.1%148%2005 Тампонажные портландцементы. Технические требования
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%2003 Положение об организации обучения и аттестации
персонала дочерних обществ и организаций ОАО «Газпром» в области предупреждения и лик%
видации газоводонефтепроявлений при строительстве, эксплуатации и ремонте скважин
СТО Газпром 2%3.2%037%2005 Требования к организации и производству работ по буре%
нию, 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%3.2%151%2007 Биополимерные компоненты буровых растворов. Техни%
ческие требования
СТО Газпром 2%3.2%152%2007 Азотсодержащие полимеры для обработки буровых
растворов. Технические требования
СТО Газпром 2%3.2%165%2007 Компоненты буровых растворов. Входной контроль
СТО Газпром 2%3.2%168%2007 Эксплуатационная газоконденсатная скважина. Техниче%
ские требования и решения
СТО Газпром 2%3.2%169%2007 Руководство по технологии бурения эксплуатационных
наклонно направленных и горизонтальных скважин
СТО Газпром 2%3.3%044%2005 Компоновки подземного и устьевого оборудования газо%
вых и газоконденсатных скважин месторождений полуострова Ямал
СТО Газпром 2%3.3%077%2006 Правила создания и функционирования информационно%
го 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 2%3.3%119%2007 Руководство по технологии гидроразрыва сложнопостро%
енных газоконденсатных объектов месторождений севера Западной Сибири
СТО Газпром 2%3.3%120%2007 Руководство по разработке проекта на консервацию,
расконсервацию и ликвидацию скважин
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
3
СТО Газпром 2&3.2&202&2008
СТО Газпром 17%2005 Требования к производству работ и организации строительства
скважин в водоохранных зонах на месторождениях Крайнего Севера
Примечание – При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие
ссылочных стандартов по соответствующим указателям, опубликованным в текущем году. Если ссы%
лочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководство%
ваться 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
В настоящем стандарте применены термины по СТО Газпром 2%3.2%168, СТО Газ%
пром 2%3.3%077, СТО Газпром 2%3.3%078, СТО Газпром РД 2.1%147, а также следующие термины
с соответствующими определениями:
3.5 циркуляционная плотность бурового раствора: Эквивалентная плотность восходяще%
го потока бурового раствора, учитывающая возникающие при этом гидростатическое и гидро%
динамическое давления на стенки скважины.
4 Обозначения и сокращения
В настоящем стандарте используются следующие обозначения и сокращения:
АВПД – аномально высокое пластовое давление;
АВПоД – аномально высокое поровое давление;
ГИС – геофизические исследования скважины;
3.1 нормальное пластовое давление: Пластовое давление, равное гидростатическому
давлению воды плотностью 1000 кг/м3 от кровли пласта до поверхности по вертикали.
[СТО Газпром РД 2.1%147%2005, 3.1]
3.2 аномальное пластовое давление: Давление в пласте, которое имеет любое отклоне%
ние от нормального пластового давления.
[СТО Газпром РД 2.1%147%2005, 3.2]
3.3 коэффициент аномальности пластового давления: Отношение аномального пластово%
го давления к нормальному (гидростатическому).
[СТО Газпром РД 2.1%147%2005, 3.3]
3.4 коэффициент кавернозности ствола скважины: Отношение фактического диаметра
ствола к номинальному, равному диаметру породоразрушающего инструмента.
[СТО Газпром 2%3.2%168%2007, 3.7]
4
СТО Газпром 2&3.2&202&2008
ГДИ – газогидродинамические исследования;
ГВК – газоводяной контакт;
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.
5 Требования к проектированию скважин с аномально высоким пластовым
давлением на стадии выполнения проекта разработки месторождения
5.1 Вариантная разработка основных технических решений строительства скважин и
их технико%экономическая оценка проводится на стадии выполнения проекта разработки
месторождения в соответствии с регламентом [1].
5.1.1 Требования к проектированию скважин обосновываются в разделе «Основные техни%
ческие решения строительства скважин» проекта разработки месторождения, который содержит:
% 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;
% обоснование технологий освоения скважин;
% организацию буровых работ;
% программу технического освидетельствования ранее пробуренных скважин.
5.1.2 Выбор вариантов проектирования конструкций газоконденсатных скважин с
АВПД, их забоев и технологий вскрытия продуктивных объектов осуществляется на основе
трехмерного моделирования геологических и газогидродинамических условий месторождения.
5.1.3 Скважины в зависимости от способа изоляции (разобщения) пород интервалов
продуктивных объектов условно делятся на две категории (А и Б):
% категория А – скважины с нецементируемым забоем в интервалах продуктивных
объектов;
5
СТО Газпром 2&3.2&202&2008
% категория Б – скважины с цементируемым забоем в интервалах продуктивных объектов.
5.2 Все скважины на горизонты с АВПД проектируются по пакерной схеме эксплуата%
ции согласно ПБ 08–624–03 [2] и РД 00158758%191%97 [3]. Комплекс подземного оборудова%
ния определяется при рабочем проектировании строительства скважин.
6 Требования к рабочему проектированию строительства эксплуатационных
газоконденсатных скважин с аномально высоким пластовым давлением
6.1 Рабочим проектом на строительство скважин регламентируются технико%техноло%
гические решения и мероприятия промышленной и экологической безопасности, соответ%
ствующие современному мировому уровню и обеспечивающие безаварийное строительство
скважин, ремонтопригодность и эксплуатационную надежность скважин как опасных произ%
водственных объектов в соответствии с ПБ 08%624%03 [2].
6.2 Содержание, структура и форма изложения рабочего проекта на строительство
скважин должны соответствовать требованиям РД 51%00158758%185%97 [4].
6.3 Рабочее проектирование строительства скважин следует проводить на основе опре%
деленных проектом разработки месторождения:
% диаметра лифтовых колонн;
% конструкций скважин и забоев скважин;
% комплекса подземного скважинного оборудования;
% состава пластовых флюидов;
% комплекса измерительного и регистрирующего параметры эксплуатации скважины
оборудования;
% видов и периодичности капитального ремонта скважин.
6.4 Скважины категории А должны проектироваться и строиться на объектах, включа%
ющих один пласт или несколько продуктивных пластов, между которыми отсутствуют водо%
носные пропластки, и оборудоваться фильтрами.
6.4.1 Выбор типа фильтра определяется условиями устойчивости пород к разрушению
и пескопроявлению из пласта в ствол скважины.
6.4.2 В продуктивных объектах, представленных устойчивыми породами%коллектора%
ми, заканчивание скважин следует проектировать открытым забоем с перекрытием дырчаты%
ми фильтрами в соответствии с ТУ 3665%059%00744002%04 [5].
6.5 Скважины категории Б следует проектировать и строить на газоконденсатных пла%
стах с АВПД, для которых с целью интенсификации притока предусматривается проведение
гидроразрыва пластов, а также с целью последующего приобщения вышележащих продуктив%
6
СТО Газпром 2&3.2&202&2008
ных пластов в процессе разработки месторождения. Плотность раствора должна проектиро%
ваться в соответствии с требованиями ПБ 08%624%03 [2] (подпункты 2.7.3.3 и 2.7.3.4) с учетом
граничных допустимых показателей депрессии, указанных в подпункте 2.7.3.5.
6.6 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, 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.
6.7 Проектирование крепи скважин следует проводить на основе расчетов с учетом тре%
бований СТО Газпром РД 2.1%142, СТО Газпром 15, СТО Газпром 16 и инструкции [6].
Эксплуатационные и промежуточные колонны газоконденсатных скважин с АВПД
должны комплектоваться из обсадных труб в хладостойком исполнении с высокогерметичны%
ми резьбовыми соединениями в соответствии со стандартом API SPEC 5 СТ [7] и ГОСТ 632.
Прочность труб эксплуатационной колонны в интервале ММП на наружное избыточ%
ное сминающее давление должна превышать прочность труб промежуточной колонны на вну%
треннее избыточное давление.
6.8 При проектировании траектории газоконденсатных скважин с АВПД на ачимовские
отложения следует применять два типа профиля – тангенциальный и вогнутый, обеспечиваю%
щие максимальное смещение забоя скважины от вертикали при минимальных зенитных углах
и длине ствола скважины и уменьшение напряжений в бурильных и обсадных трубах.
6.8.1 Тангенциальный профиль преимущественно выполняется трехинтервальным и
применяется при наклонном вскрытии пластов с зенитным углом до 60°.
6.8.2 Вогнутый профиль выполняется четырех% или пятиинтервальным и используется
при вскрытии пластов с зенитным углом более 60°.
6.9 Для обеспечения устойчивости стенок скважины в интервале залегания неустойчи%
вых пород профиль скважины следует проектировать с участком стабилизации с зенитным
углом не более 60° и с показателем статической фильтрации бурового раствора не более
3 см3/30 мин.
6.10 Проектные решения по проводке и подготовке ствола к спуску обсадных колонн
при вскрытии ачимовских отложений должны обеспечивать номинальный диаметр с коэф%
фициентом кавернозности ствола не более 1,05. Проектирование проводки ствола скважины
следует осуществлять в соответствии с СТО Газпром 2%3.2%169.
6.11 На стадии проектирования строительства скважин необходимо провести прогноз
зон АВПоД и обоснование требуемой плотности бурового раствора и начала процесса обвало%
7
СТО Газпром 2&3.2&202&2008
образования. Плотность раствора должна проектироваться в соответствии с требованиями
2.7.3.3, 2.7.3.4 с учетом граничных допустимых показателей депрессии, указанных в 2.7.3.5
ПБ 08%624%03 [2]. Общие затраты времени на бурение, подготовку ствола, ГИС и спуск колон%
ны должны быть на 15 % меньше времени начала обвалообразования.
6.12 Прогноз расположения зон АВПоД и значений поровых давлений должен произ%
водиться на основе фактических результатов ГИС.
6.13 Для вскрытия продуктивного пласта проектируется состав бурового раствора,
обеспечивающий сохранение ФЕС путем блокирования проводящих микротрещин породы
кольматирующими наполнителями и ингибирования глинистого цемента коллектора буро%
вым раствором на основе солей одновалентных металлов. При проектировании состава буро%
вого раствора для управления его технологическими параметрами должны быть использова%
ны компоненты, обладающие ингибирующими свойствами.
6.14 Для управления псевдопластичными, ингибирующими, смазочными свойствами
буровых растворов в их составе должны использоваться химические реагенты и материалы,
соответствующие требованиям СТО Газпром РД 2.1%144, СТО Газпром РД 2.1%145, СТО Газ%
пром 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, СТО Газпром 2%3.2%151, СТО Газпром 2%3.2%152.
6.15 Входной контроль химических реагентов и материалов для приготовления и обра%
ботки буровых растворов должен проводиться в соответствии с требованиями СТО Газ%
пром 2%3.2%165.
6.16 При проектировании реологической характеристики утяжеленного бурового
раствора необходимо учитывать допустимую величину его циркуляционной плотности в соот%
ветствии с требованиями ПБ 08%624%03 [2].
6.17 Проектирование режимов цементирования обсадных колонн производится с уче%
том конкретных геолого%физических и термобарических условий месторождения, техничес%
ких и технологических решений, предусмотренных РД 00158758%213%2000 [8],
РД 00147001%767%2000 [9], НД 00158758%265%2003 [10], НД 00158758%269%2003 [11], инструк%
циями [12], [13] и сборником [14].
6.18 При проектировании компоновок промежуточных и эксплуатационных колонн и
схем установки опорно%центрирующих элементов следует руководствоваться требованиями
НД 00158785%265%2003 [10]. Для повышения степени изоляции заколонных пространств и
предотвращения межпластовых перетоков в компоновку промежуточных и эксплуатацион%
ных колонн должны быть включены заколонные пакеры по ТУ 41%12%090%92 [15] или пакеры
типа ПГПМ согласно каталогу [16].
8
СТО Газпром 2&3.2&202&2008
6.19 Типоразмер и компоновку подземного и устьевого оборудования скважин следует
проектировать с учетом требований СТО Газпром 2%3.3%044.
6.19.1 Проектируемый комплекс устьевого оборудования при коэффициенте аномаль%
ности больше 1,3 должен оснащаться задвижками с дистанционным управлением.
6.20 Проектируемый комплекс подземного оборудования скважины при пакерной
схеме эксплуатации должен включать следующие элементы:
% лифтовую колонну;
% дистанционно управляемый приустьевой или автоматический забойный клапан%
отсекатель (при коэффициенте аномальности пластового давления 1,3 и выше);
% телескопическое соединение;
% ингибиторный клапан;
% циркуляционный клапан;
% разъединитель колонны;
% эксплуатационный пакер;
% посадочный ниппель;
% подпакерный хвостовик с воронкой на башмаке.
6.20.1 Допускается не включать в комплекс подземного оборудования ингибиторный
клапан в случае отсутствия в стволе скважины условий для гидратообразования.
6.20.2 Секции лифтовой колонны выше эксплуатационного пакера следует проектиро%
вать с использованием НКТ с высокогерметичными резьбовыми соединениями в соответ%
ствии со стандартом API SPEC 5 СТ [7], ГОСТ 633, ГОСТ Р 52203 и ТУ 14%3Р%31%2005 [17];
подпакерный хвостовик разрешается комплектовать из гладких НКТ по ГОСТ 633.
6.20.3 При проектировании следует предусмотреть в надпакерном затрубном простран%
стве размещение технологической жидкости, в т.ч. в интервале ММП – незамерзающей жид%
кости с реологическими характеристиками, предупреждающими конвективную теплопереда%
чу от забоя до устья по затрубному пространству.
6.21 Проектирование технологии консервации скважин следует производить с учетом
требований РД 08%492%02 [18], ПБ 08–624%03 [2].
6.22 Вторичное вскрытие продуктивных пластов следует проектировать с учетом их
геолого%физических характеристик.
6.22.1 Для проведения перфорации на репрессии проектом на строительство скважины
необходимо обосновать свойства и состав технологического раствора в скважине и в зоне про%
дуктивного пласта.
9
СТО Газпром 2&3.2&202&2008
6.22.2 Для проведения перфорации на депрессии следует предусматривать перевод
скважины на облегченную жидкость, обеспечивающую необходимое забойное давление с
учетом сохранения устойчивости призабойной зоны пласта при ПВР.
6.22.3 При выборе типоразмера перфоратора и плотности перфорации должны учиты%
ваться характеристика залежи, тип коллектора и конструкция забоя скважины. Проектируе%
мая плотность перфорации должна обеспечивать эффективную гидродинамическую связь
скважины с продуктивным пластом и сохранение целостности обсадной колонны и цемент%
ного кольца за пределами интервала перфорации.
7 Требования к строительству эксплуатационных газоконденсатных
скважин с аномально высоким пластовым давлением
7.1 Строительство скважины следует вести в соответствии с утвержденным организа%
цией%недропользователем рабочим проектом на строительство скважин, согласованным в
установленном порядке.
7.2 Профиль ствола скважины должен обеспечивать размещение забоя скважины на
структуре в соответствии с проектом разработки месторождения.
7.2.1 Начало наклонного участка должно располагаться в интервале залегания устой%
чивых пород (коэффициент кавернозности ствола скважины не более 1,1) и с глубины, пре%
вышающей глубину спуска предыдущей обсадной колонны, не менее 30 м.
7.2.2 Траектория ствола скважины должна обеспечивать необходимое отклонение от
вертикали точки входа в пласт, требуемую протяженность ствола по продуктивному горизон%
ту, минимальный крутящий момент, требуемую очистку ствола скважины от выбуренной
породы, безаварийную эксплуатацию внутрискважинного оборудования.
7.2.3 Не допускается увеличивать искривление скважины с интенсивностью, при кото%
рой напряжения упругих деформаций приводят к нарушению герметичности резьбовых сое%
динений и целостности обсадных и бурильных труб.
7.2.4 Для всех типов наклонно направленных скважин фактическое расположение
забоя должно ограничиваться площадью круга допуска на кровле пласта. Радиус круга допу%
ска необходимо устанавливать в зависимости от расстояния (L) между проектными забоями
скважин по сетке разработки в соответствии с данными таблицы 7.1.
7.3 При проходке проницаемых отложений покурской, тангаловской и сартымской
свит при фильтрационных потерях бурового раствора более 5 м3/сут бурение необходимо пре%
кратить и провести работу по ликвидации осложнений путем обработки бурового раствора
кольматирующими наполнителями. При выборе фракционного состава наполнителей следу%
10
СТО Газпром 2&3.2&202&2008
ет учитывать, что при бурении наклонного ствола размер частиц для блокирования пор
(в отличие от вертикального ствола) увеличивается на величину косинуса угла наклона ство%
ла скважины.
7.4 При вскрытии продуктивного пласта с АВПД скважинами с большими углами
наклона необходимо предусмотреть следующие мероприятия:
% ограничение продолжительности бурения и оперативное увеличение плотности буро%
вого раствора;
% проведение комплексной обработки бурового раствора полимерами, обладающими
ингибирующими свойствами;
% применение высоковязких полимеров для качественной очистки горизонтального
ствола и кольматирующих наполнителей для сохранения ФЕС продуктивного пласта;
% применение смазочных добавок для снижения коэффициента трения фильтрацион%
ной корки с бурильным инструментом.
7.5 При выполнении операций по креплению скважин необходимо руководствоваться
рекомендациями [19, 20 ].
7.5.1 Для обеспечения однородности тампонажных растворов при их затворении и
закачивании с производительностью, определенной гидравлическим расчетом цементирова%
ния, необходимо применять цементировочное оборудование и осреднительные емкости по
ТУ 39%000147001%177%98 [21].
7.5.2 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, ПБ 08–624%03 [2] в части соответствия подпунктов 2.7.4.5 и 2.7.4.7 и руководящим
документам РД 00158758%213%2000 [8] и РД 00147001%767%2000 [9].
7.5.3 Испытание эксплуатационных колонн на герметичность должно производиться
не позднее чем через 40 мин от момента получения предельного давления. После испытания
на герметичность давление в колонне должно быть снижено до нуля. Заключительные рабо%
ты после цементирования эксплуатационной колонны производятся в соответствии с требо%
ваниями РД 00158758%213%2000 [8], РД 00147001%767%2000 [9]. На период ОЗЦ устье скважины
Та б л и ц а 7.1 — Нормы допустимых отклонений забоев скважин от проекта для залежей
ачимовских отложений
Глубина скважины по вертикали, м Радиус круга допуска, м
2500–3000 0,15L
свыше 3000 0,20L
11
СТО Газпром 2&3.2&202&2008
герметизируется, а обсадная колонна должна быть подвешена на талевой системе с обязатель%
ной регистрацией нагрузки на крюке.
7.6 Устье скважины следует оборудовать и обвязать с газосборным коллектором и факель%
ной линией в соответствии с рабочей документацией проекта обустройства месторождения.
7.7 Работы по освоению и испытанию законченных бурением скважин следует выпол%
нять в соответствии с требованиями СТО Газпром 2%3.2%037, РД 51%00158758%206%99 [22] и
НД 00158%273%2004 [23], ПБ 08%624%03 [2] (подпункт 2.9.1).
7.7.1 При проведении перфорации на репрессии следует обеспечить безопасность про%
ведения работ и предупреждение проникновения жидкостей из скважины в пласт. Гидроста%
тическое давление столба жидкости должно соответствовать ПБ 08%624%03 [2].
7.7.2 При проведении перфорации на депрессии ствол скважины должен быть переве%
ден на облегченную жидкость, а депрессия не должна превышать 10 % от величины пластово%
го давления.
7.7.3 При выполнении ПВР устье скважины должно быть оборудовано запорной арма%
турой и лубрикаторным устройством для перфорации на депрессии, с техническими характе%
ристиками, соответствующими условиям работы скважины и обеспечивающими герметиза%
цию при спуске, срабатывании и подъеме ПВА в соответствии с ПБ 08%624%03 [2].
7.7.4 Отработка скважины должна производиться на режимах, обеспечивающих вынос
из ствола технологических жидкостей и кольматирующих пласт частиц до полной очистки
ПЗП и стабилизации устьевых параметров.
7.8 При проведении работ по интенсификации притока в процессе освоения следует
руководствоваться рекомендациями [24] и СТО Газпром 2%3.3%119. В случае необходимости
проведения дополнительных работ (кислотных обработок, использования колтюбинговой
установки и т.д) время отработки может быть скорректировано в сторону увеличения, особен%
но это может быть связано с очисткой призабойной зоны скважины, но в этом случае на место%
рождении должен быть установлен верхний предел по выпуску газа в атмосферу при освоении.
7.9 Технологии, технические и измерительные средства для освоения и исследования
скважин должны определяться планом на освоение и исследование скважин в соответствии с
требованиями проекта на строительство скважин.
8 Требования к контролю качества строительства газоконденсатных
скважин с аномально высоким пластовым давлением
8.1 При строительстве скважин необходимо проводить оперативный контроль:
% режимов бурения скважин с применением станций типа «Разрез%2», «Геооп%
тим 04%ИМС», «МЕГА%АМТ»;
12
СТО Газпром 2&3.2&202&2008
% технологических параметров бурового раствора на соответствие параметров требова%
ниям рабочего проекта;
% за траекторией ствола скважины с помощью инклинометрических систем.
Примечание – При зенитных углах ствола скважины более 60° в состав телеметрических
систем рекомендуется включать приборы геофизических измерений (зонды акустического, плотност%
ного, нейтронного и гамма%каротажа).
8.2 Для контроля за качеством строительства скважин обязательно привлечение спе%
циализированных супервайзерских служб организации%недропользователя или сторонних
сервисных организаций.
8.3 Для обеспечения контроля процесса вскрытия продуктивных горизонтов с АВПД
на скважине устанавливается буровым подрядчиком дежурство специалистов, прошедших
подготовку по специальной программе «Контроль скважины. Управление скважиной при
газонефтеводопроявлениях» в специализированных учебных центрах ОАО «Газпром».
8.4 После окончания бурения скважины состояние ствола на стадии подготовки к спу%
ску и цементированию необходимо исследовать методами ГИС (кавернометрия, профилеме%
трия) согласно РД 153%39.0%072%01 [25] и ПБ 08%624%03 [2] (подпункт 2.7.4.3).
8.5 Контроль процесса цементирования колонн следует производить с применением
станции контроля цементирования согласно РД 00158758%213%2000 [8], РД 00147001%767%2000 [9],
с применением аппаратуры (датчиков), соответствующей ГОСТам и имеющей паспорта и сер%
тификаты соответствия.
8.6 Контроль качества цементирования обсадных колонн следует производить с
использованием стандартного комплекса промыслово%геофизических исследований: через
36 ч ОЗЦ для кондукторов (направлений) и через 48 ч ОЗЦ для промежуточных и эксплуата%
ционных колонн.
8.7 Перечень обязательных показателей, определяемых при проведении промыслово%
геофизических исследований и характеризующих качество выполнения работ по цементиро%
ванию обсадных колонн, должен соответствовать требованиям РД 00158758%213%2000 [8],
РД 153%39.0%069%01 [26].
8.7.1 Показатель заполнения заколонного и межколонного пространств тампонажны%
ми растворами должен быть:
% в интервале перекрытия эксплуатационной колонной продуктивных пластов в верти%
кальных 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;
13
СТО Газпром 2&3.2&202&2008
% 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.
8.7.2 В соответствии с методикой [27] показатель качества сцепления тампонажного
камня с обсадной колонной и горными породами в интервале перекрытия продуктивных пла%
стов должен быть:
% в скважинах с вертикальным окончанием – не менее 0,85;
% в скважинах с углом наклона ствола до 60° – не менее 0,75;
% в скважинах 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 плотно%
сти и не менее 0,40 при использовании облегченных тампонажных растворов независимо от
их плотности.
8.7.3 В случае получения показателей заполнения затрубного пространства тампонаж%
ными растворами и качества сцепления тампонажного камня с эксплуатационной колонной
и породой ниже указанных в 8.7.1 и 8.7.2 оценка пригодности скважины к эксплуатации дол%
жна производиться по результатам освоения и пробной эксплуатации скважины в соответ%
ствии с ПБ 07%601%03 [28]. В этом случае основным показателем является отсутствие межко%
лонных газопроявлений.
8.8 Работы по оценке герметичности обсадных колонн и межколонных пространств
перед освоением скважин должны выполняться в соответствии с требованиями
РД 00158758%213%2000 [8] и ПБ 08%624%03 [2] (подпункт 2.7.5) с учетом прочностных характе%
ристик тампонажного камня в приустьевой части.
8.9 После спуска в скважину комплекса подземного оборудования необходимо прове%
сти испытания по определению герметичности пакера. Давление в затрубном пространстве на
устье скважины должно быть равно атмосферному.
8.10 Технические средства, в том числе средства измерений, и методики выполнения
измерений, используемые на всех стадиях и при всех видах работ на скважине, должны быть
сертифицированы, аттестованы и поверены в установленном порядке.
14
СТО Газпром 2&3.2&202&2008
9 Требования к эксплуатации газоконденсатных скважин с аномально
высоким пластовым давлением
9.1 Режимы эксплуатации газоконденсатных скважин с АВПД должны обеспечивать
получение проектных дебитов и устойчивость пород%коллекторов в течение всего жизненно%
го цикла месторождения и обосновываться в проекте разработки месторождения.
9.2 Технологический режим работы скважины должен устанавливаться ежеквартально
по каждой скважине на основании результатов текущей эксплуатации и исследований сква%
жин в соответствии с руководством [29] и с учетом:
% дебита;
% забойного давления (рабочей депрессии);
% давления в трубном и в затрубном пространстве;
% температуры потока газожидкостной смеси.
9.3 Для дистанционного контроля за параметрами работы скважины и управления тех%
нологическими процессами скважина должна быть оборудована средствами автоматизации и
телемеханизации, определенными рабочей документацией проекта обустройства месторож%
дения в соответствии с требованиями основных положений [30].
9.4 При эксплуатации скважин необходимо:
% проверять техническое состояние скважины и установленного оборудования;
% проверять соответствие параметров работы оборудования добычным возможностям
скважины и установленому технологическому режиму;
% оценивать надежность и работоспособность узлов оборудования, используя комплекс
исследований и измерений (замер дебитов, обводненности продукции, глубинные замеры
температуры и давления, учет отказов и ремонтов оборудования, анализ проб газа, воды);
% поддерживать скважины в работоспособном состоянии путем проведения текущих и
капитальных ремонтов;
% проводить работы по интенсификации притока в соответствии с рекомендаци%
ями [24] и СТО Газпром 2%3.3%119.
9.5 Периодичность проведения газодинамических, геофизических и газоконденсатных
исследований на вынос жидкости и мехпримесей, объемов отборов проб необходимо опреде%
лять в соответствии с проектами разработки месторождения и ежегодными планами проведе%
ния исследований организацией%недропользователем.
9.6 В соответствии с проектом разработки месторождения и планом геолого%техниче%
ских мероприятий следует выполнять и контролировать исследования по скважинам, вклю%
чающие:
% наблюдения за статическим уровнем;
15
СТО Газпром 2&3.2&202&2008
% отборы проб;
% гидрохимические исследования;
% измерения количества и качества вод, выносимых с газожидкостной смесью из сква%
жины;
% оценку динамики ГВК;
% оценку текущей газонасыщенности;
% оценку технического состояния скважин.
Виды, объем, периодичность исследований и измерений должны устанавливаться
организацией%недропользователем.
9.7 Консервацию и ликвидацию скважин следует проводить по проектной документа%
ции, разработанной согласно требованиям СТО Газпром 2%3.3%120 и в соответствии с
РД 08%492%02 [18].
10 Требования промышленной безопасности
10.1 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 [31], правил пожарной безопасности ВППБ 01%04%98 [32], ППБ 01%03 [33],
инструкции [34], инструкции РД 08%254%98 [35], типовой инструкции РД 09%364%00 [36],
СТО Газпром 17, проектов разработки, обустройства месторождения и рабочих проектов на
строительство скважин.
10.2 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 [31] и аттестацию в порядке, предусмотренном
РД 03%444%02 [37], СТО Газпром РД 39%1.2%086 и раздела 1.7 ПБ 08%624%03 [2].
10.3 Текущее обслуживание скважины и установленного на ней оборудования в про%
цессе работы скважины осуществляют специалисты уполномоченного подразделения орга%
низации%недропользователя согласно инструкциям заводов%изготовителей на эксплуатацию
оборудования.
10.4 В случае неисправности отдельных деталей или узлов устьевого оборудования дол%
жны быть немедленно приняты меры по устранению обнаруженных неисправностей или
замене неисправных деталей и узлов оборудования.
10.5 В случае обнаружения утечек газа на действующих скважинах специалисты и рабо%
чие, обслуживающие эти скважины, обязаны принять срочные меры по остановке этих сква%
16
СТО Газпром 2&3.2&202&2008
жин 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 дежур%
ному территориальной противофонтанной военизированной части ООО «Газобезопасностъ».
10.6 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 (инженерно%
технологическую) службу организации%недропользователя и оперативного дежурного терри%
ториальной противофонтанной военизированной части ООО «Газобезопасностъ».
10.7 Ликвидацию открытого газоконденсатного фонтана следует производить согласно
СТО Газпром РД 1.2%094.
10.8 Геологические службы организаций%недропользователей должны вести постоянный
мониторинг за состоянием устьев скважин, наличием грифонов и межколонных давлений.
17
СТО Газпром 2&3.2&202&2008
Библиография
[1] Регламент составления проектных документов по разработке газовых и газоконден%
сатных месторождений (утвержден ООО «ВНИИГАЗ» 05.02.99)
[2] Правила безопасности
Госгортехнадзора России
ПБ 08%624%03
Правила безопасности в нефтяной и газовой
промышленности
[3] Руководящий документ
ООО «ТюменНИИгипрогаз»
РД 00158758%191%97
Проект организации одновременного производ%
ства работ по бурению, освоению, обвязке и
эксплуатации на кустах скважин ачимовских
отложений
[4] Руководящий документ
ООО «ТюменНИИгипрогаз»
РД 51%00158758%185%97
Макет рабочего проекта на строительство
скважин на месторождениях Западной Сибири
[5] Технические условия
ОАО «Тяжпрессмаш»
ТУ 3665%059%00744002%04
Фильтр беспроволочный
[6] 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)
[7] Международный стандарт
Американского нефтяного
института API SPEC 5CT *
Specification for Casing and Tubing (US Customary
Units)
[8] Руководящий документ
ООО «ТюменНИИгипрогаз»
РД 00158758%213%2000
Технологический регламент по креплению сква%
жин на месторождениях севера Тюменской
области
[9] Руководящий документ
ОАО «Газпром»,
ОАО НПО «Бурение»
РД 00147001%767%2000
Инструкция по креплению нефтяных и газовых
скважин
[10] Нормативный документ
ООО «ТюменНИИгипрогаз»
НД 00158758%265%2003
Регламент по технологии бурения и крепления
скважин на Песцовом месторождении
* Полные тексты стандартов по трубным изделиям Американского института нефти (англ. яз.)
можно приобрести в отделе международных информационных сетей Пермского центра научно%
технической информации (Пермский ЦНТИ): тел. (3422) 37%46%36, e%mail: [email protected].
18
СТО Газпром 2&3.2&202&2008
[11] Нормативный документ
ООО «ТюменНИИгипрогаз»
НД 00158758%269%2003)
Регламент по приготовлению и применению
незамерзающих спецжидкостей и технологии
заполнения межколонных пространств при
цементировании эксплуатационных колонн
[12] Инструкция по приготовлению и применению буферных жидкостей (утверждена
ООО «ТюменНИИгипрогаз» 01.09.99)
[13] Инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичность (утверждена
ВНИИКрнефть 14.12.99)
[14] Сборник регламентирующих документов и инструкций по креплению скважин на
месторождениях и ПХГ ОАО «Газпром» (утвержден ОАО «Газпром» 11.08.2000)
[15] Технические условия
ОАО «ВНИПИВзрывгеофизика»
ТУ 41%12%090%92
Заколонные взрывные пакера ПВ
[16] Каталог ОАО «Тяжпрессмаш», Рязань, 2002
[17] Технические условия
ОАО «Газпромтрубинвест»
ТУ 14%3Р%31%2005
Трубы стальные электросварные насосно%ком%
прессорные групп прочности «Дс», «Кс», «Ес»,
«Лс» с локальной и объемной термической обра%
боткой повышенного качества в обычном и хла%
достойком исполнении и муфты к ним
[18] Руководящий документ
Госгортехнадзора России
РД 08%492%02
Инструкция о порядке ликвидации, консерва%
ции скважин и оборудования их устьев и стволов
[19] Р Газпром «Рекомендации по технологии крепления скважин на нижнемеловые
отложения Заполярного ГКМ» (утверждены ОАО «Газпром» 01.04.2005)
[20] Р Газпром «Рекомендации по технологии крепления скважин на нижнемеловые
отложения Песцового ГКМ» (утверждены ОАО «Газпром» 16.09.2005)
[21] Технические условия
ОАО НПО «Бурение»
ТУ 39%00147001%177%98
Установка смесительно%осреднительная
[22] Руководящий документ
ОАО «Газпром»
РД 51%00158758%206%99
Регламент по испытанию (освоению) скважин
на ачимовские отложения
[23] Нормативный документ
ООО «ТюменНИИгипрогаз»
НД 00158%273%2004
Регламент по освоению эксплуатационных сква%
жин на ачимовские отложения с различными
конструкциями забоев
19
СТО Газпром 2&3.2&202&2008
[24] Р Газпром «Технологии и технологические жидкости для восстановления ФЕС про%
дуктивных пластов в процессе освоения скважин на месторождениях Западной Сиби%
ри» (утверждены ОАО «Газпром» 10.08.2006)
[25] Руководящий документ
Минэнерго России
РД 153%39.0%072%01
Техническая инструкция по проведению геофи%
зических исследований и работ приборами на
кабеле в нефтяных и газовых скважинах
[26] Руководящий документ
Минэнерго России
РД 153%39.0%069%01
Техническая инструкция по проведению геоло%
го%технических исследований нефтяных и газо%
вых скважин
[27] Методика сравнительной оценки качества цементирования обсадных колонн по дан%
ным АКЦ (утверждена БП «Тюменбургаз» 01.09.97)
[28] Правила безопасности
Госгортехнадзор России
ПБ 07%601%03
Правила охраны недр
[29] Руководство по исследованию скважин (утверждено ООО «ВНИИГАЗ» 20.11.99)
[30] Основные положения по автоматизации, телемеханизации и созданию информацион%
но%управляющих систем предприятий добычи и подземного хранения газа (утвержде%
ны ОАО «Газавтоматика» 22.05.97)
[31] Руководящий документ
Госгортехнадзора России
РД 08%435%02
Инструкция по безопасности одновременного
производства буровых работ, освоения и эксплу%
атации скважин на кусте
[32] Правила безопасности
ВППБ 01%04%98
Правила пожарной безопасности для предприя%
тий и организаций газовой промышленности
[33] Правила безопасности
ППБ 01%03
Правила пожарной безопасности в Российской
Федерации
[34] Инструкция по предупреждению и ликвидации газонефтеводопроявлений при строи%
тельстве и ремонте скважин (утверждена ОАО «Газпром» 06.07.99)
[35] Руководящий документ
Госгортехнадзора России
РД 08%254%98
Инструкция по предупреждению газонефтеводо%
проявлений и открытых фонтанов при строи%
тельстве и ремонте скважин в нефтяной и газо%
вой промышленности
[36] Руководящий документ
Госгортехнадзора России
РД 09%364%00
Типовая инструкция по организации безопасно%
го проведения огневых работ на взрывоопасных
и взрывопожароопасных объектах
20
СТО Газпром 2&3.2&202&2008
[37] Руководящий документ
Госгортехнадзора России
РД 03%444%02
Положение о порядке подготовки и аттестации
работников организаций, осуществляющих дея%
тельность в области промышленной безопаснос%
ти опасных производственных объектов, под%
контрольных Госгортехнадзору России
21
СТО Газпром 2&3.2&202&2008
ОКС 75.020
Ключевые слова: скважина газоконденсатная эксплуатационная, аномально высокое
пластовое давление, технические требования, технические решения, проектирование,
строительство, эксплуатация, контроль качества
Корректура В.М. Осканян
Компьютерная верстка Н.А. Владимирова
Подписано в печать 24.07.2008 г.
Формат 60x84/8. Гарнитура «Ньютон». Тираж 60 экз.
Уч.%изд. л. 2,6. Заказ 233
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»