Добавил:

Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Томский Политехнический Университет

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

Южно-Майское.docx

Скачиваний:

Добавлен:

01.07.2025

Размер:

5 Мб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 2526 / 2626

Проработка ствола скважины:

Кондуктор: перед спуском ствол скважины шаблонируется компоновкой последнего долбления, проработка производится при осложнениях ствола скважины в местах посадок и затяжек.
Эксплуатационная колонна: перед спуском эксплуатационной колонны, после проведения геофизических исследований, расширки в случае появления осложнений ствола скважины производится проработка компоновкой последнего долбления.

Компоновки низа бурильных колонн (кнбк)

Таблица 6.2

Номер КНБК	Элементы КНБК (до бурильных труб)
	№ п/п	Типоразмер, шифр или краткое название элемента КНБК	Тип долота	Техническая характеристика					Суммарная длина КНБК, м	Суммарная масса КНБК, т	Примечание
	№ п/п	Типоразмер, шифр или краткое название элемента КНБК	Тип долота	расстояние от забоя до места установки, м	Наружный диаметр, мм	длина, м	масса, кг	Угол перекоса осей отклонителя, градус	Суммарная длина КНБК, м	Суммарная масса КНБК, т	Примечание
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1	1	393,7 СЦВ	3-х шарошечное	0	393,7	0,5	187		0,5	0,2	Бурение под направление, Шаблонировка ствола скважины 0 - 50м.
	2	8К 393,7 МС;		0,5	393,7	1,3	450		1,8	0,60
	3	УБТС-203;		1,8	203,2	12,0	2575		13,8	3,2
	4	УБТС-178;		13,3	178	25	3635		38,8	6,8
2	1	БИТ295,3 ВТ419В;	PDC	0	295,3	0,39	80		0,4	0,08	Бурение под кондуктор. 50-1000м Шаблонирование ствола скважины перед спуском кондуктора.
	2	1КА 295,3СТ;		0,4	295,3	0,4	93		0,79	0,173
	3	2ТСШ-240РС;		0,8	240	15,5	3983		15,9	4,1
	4	УБТС-203;		16,3	203,2	12	2575		27,9	6,6
	5	УБТС-178;		27,5	178	25	3635		52,9	10,3

Продолжение таблица 6.2

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
3	1	БИТ215,9В513	PDC	0	215,9	0,3	36		0,3	0,036	Бурение сплошным забоем под эксплуатационную колонну. Шаблонирование ствола скважины перед спуском ЭК.
	2	9КП 215,9 МС;		0,4	215,9	0,45	50		0,8	0,1
	3	УОК-215		0,9	215	0,5	20		1,3	0,1
	4	ЗТСШ-195		8,8	195	25,7	4790		27,0	4,9
	5	УБТС-178;		9,2	178	25,0	3635		52,0	8,5
4	1	БИТ215,9/100 МС;	бур. головка	0	215,9	0,2	21		0,2	0,02	Бурение с отбором керна при бурении под эксплуатационную колонну.
	2	КИМ2-195/100;		0,2	195	14,4	1165		14,6	1,2
	3	Д3-195;		14,6	195	6,6	1100		21,2	2,3
	4	УБТС-178;		21,0	178	25	3635		46,2	5,9

Примечания:

Состав, геометрические размеры и место установки элементов КНБК уточняются технологической службой недропользователя по контролю за буровыми работами на основании результатов инклинометрических замеров и с учетом опыта бурения в данном районе. Проектом допускается применение элементов КНБК (забойных двигателей, кольматирующих устройств, яссов, опорно-центрирующих и калибрующих элементов, долот) производства зарубежной компании при наличии сертификата соответствия, разрешения Ростехнадзора на их применение в России и технической документации фирмы разработчика (в соответствии с ПБ08-624-03).
Проектом предусмотрен к применению породоразрушающий инструмент российского производства, однако, допускается применение высокоэффективного породоразрушающего инструмента (долот, бурголовок, расширителей) производства зарубежной компании при условии выполнения требований в соответствии с ПБ08-624-03.
Для разбуривания башмака и цементного стакана направления, кондуктора, экспл. колонны применяется компоновка состоящая из стальных бурильных труб ПК-127х9,19 и долота без бокового армирования твердыми штыревыми вставками или со срезанными переферийными зубьями в соответствии с п. 2.7.1.10 ПБ 08-624-03.

Потребное количество элементов кнбк

Таблица 6.3

Типоразмер, шифр или краткое название элемента КНБК	Вид технологической операции	Интервал работы (по длине ствола),м		Норма проходки			Потребное количество на интервале, шт
Типоразмер, шифр или краткое название элемента КНБК	Вид технологической операции	от	до	величина	источник нормы		Потребное количество на интервале, шт
1	2	3	4	5	6	7
393,7 СЦВ	Бурение	0	50	150	Местные	0,333
393,7 СЦВ	Проработка	0	50	1000	Местные	0,050
8К 393,7 МС	Бурение	0	50	2500	Местные	0,020
8К 393,7 МС	Проработка	0	50	2500	Местные	0,020
БИТ295,3 ВТ 419В;	Бурение	50	1000	3000	Местные	0,316
БИТ295,3 ВТ 419В;	Проработка	50	1000	3500	Местные	0,271
1КА- 295,3 СТ	Бурение	50	1000	2500	Местные	0,380
1КА- 295,3 СТ	Проработка	50	1000	2500	Местные	0,380
БИТ215,9 ВТ513	Бурение	1000	2676	3000	Местные	0,55
БИТ215,9 ВТ513	Бурение	2691	2924	2800	Местные	0,08
БИТ215,9 ВТ513	Бурение	2958	2978	2700	Местные	0,007
БИТ215,9 ВТ513	Бурение	3014	3095	2500	Местные	0,003
БИТ215,9 ВТ513	Проработка, шаблонировка	1000	3100	3000	Местные	0,84
9КП 215,9 МС	Бурение	1000	2676	2500	Местные	0,67
9КП 215,9 МС	Бурение	2691	2924	2500	Местные	0,093
9КП 215,9 МС	Бурение	2958	2978	2500	Местные	0,008
9КП 215,9 МС	Бурение	3014	3095	2500	Местные	0,032
9КП 215,9 МС	Проработка, шаблонировка	1000	3100	2500	Местные	0,84
БИТ215,9/100 МС	Бурение с отбором керна	2676	2691	500	Местные	0,03
БИТ215,9/100 МС	Бурение с отбором керна	2924	2958	400	Местные	0,085
БИТ215,9/100 МС	Бурение с отбором керна	2978	2996	400	Местные	0,045
БИТ215,9/100 МС	Бурение с отбором керна	2996	3014	400	Местные	0,045
БИТ215,9/100 МС	Бурение с отбором керна	3095	3100	400	Местные	0,012

Суммарное количество и масса элементов кнбк

Таблица 6.4

Название обсадной колонны	Типоразмер, шифр иликраткое название элемента КНБК	ГОСТ, ОСТ, МРТУ, ТУ, МУ и т.п. на изготовление	Суммарная величина
			количество элементов КНБК, шт				масса потипоразмеру или шифру, кг
			Для проработки ствола	для бурения, расширки и отбора керна	По типоразмеру или шифру		масса потипоразмеру или шифру, кг
1	2	3	4	5	6	7
Направление	393,7 СЦВ	ОАО "Волгабурмаш"	0,05	0,3	1	187
Направление	8К 393,7 МС	ОАО "Волгабурмаш"	0,02	0,02	1	450
Кондуктор	БИТ 295,3 ВТ419В;	ООО НПП "Буринтех"	0,27	0,3	1	80
Кондуктор	1КА- 295,3 СТ	ОАО "Волгабурмаш"	0,38	0,4	1	93
Эксплуатационная	БИТ215,9 ВТ513	ООО НПП "Буринтех"	0,7	0,7	2	36
	БИТ215,9/100МС	ООО НПП "Буринтех"		0,218	1	21
	9КП 215,9 МС	ОАО НПО "Буровая техника"	0,84	0,802	2	45

Рекомендуемые бурильные трубы

Таблица 6.5

Обозначение бурильной трубы	Наружный диаметр, мм	Толщина стенки, мм	Марка (группа прочности) материала	Тип замкового соединения	Длина труб,м
1	2	3	4	5	6
ПК	127	9,19	Е	З-133	3052,6
УБТС-203	203,2	-	Д	З-171	12
УБТС-178	177,8	-	Д	З-147	25
ВБТ-140К	140Х140	-	Д	З-152х147	16,5

Примечания:

Проектом допускается применение бурильного инструмента других типов и групп прочности материала удовлетворяющего условиям его работы при строительстве проектных скважин с предварительными поверочными расчетами на статическую прочность и выносливость.
Проектом допускается также применение бурильного инструмента производства зарубежных компаний при наличии сертификатов соответствия, разрешения Ростехнадзора на его применение в России и технической документации фирмы-разработчика (п. 1.2.19, 1.2.20, 2.1.3 “Правил безопасности в НГП” (ПБ 08-624-03)) с предварительными поверочными расчетами на статическую прочность и выносливость.
Допускается применение высокопрочностных труб производства фирмы "Акватик" (ЛБТ ПН 147х13)

Конструкция бурильных колонн

Таблица 6.6

Вид технологической операции	Интервал по стволу,м		Номер секции бурильно йколонны снизу вверх без КНБК		Характеристика бурильной трубы						Длина секции, м		Масса, т			Коэффициент запаса прочности трубы на:
	от	до			тип (шифр)	Наружный диаметр, мм	марка (группа прочности) материала	Толщина стенки, мм	тип замкового соединения				секции	нарастающая с учетом КНБК		статическую прочность		выносливость
																фактический	нормативный
1	2	3		4		5	6	7	8	9		10		11	12		13	14	15
Бурение	0	50		1		ПК	127	Е	9,19	З-133		21,2		0,66	7,51		14,82	1,5	2,7
Проработка	0	50		1		ПК	127	Е	9,19	З-133		21,2		0,66	7,51		14,82	1,5	2,7
Бурение	50	1000		1		ПК	127	Д	9,19	З-133		947,1		29,57	39,80		3,3	1,5
Проработка	50	1000		1		ПК	127	Е	9,19	З-133		947,1		29,57	39,80		3,3	1,5
Бурение	1000	3095		1		ПК	127	Е	9,19	З-133		3043		95	103,5		1,84	1,5
Проработка, шаблонировка	1000	3100		1		ПК	127	Е	9,19	З-133		3048		95,16	103,7		1,71	1,5
Бурение с отбором керна нижний интервал	3095	3100		1		ПК	127	Е	9,19	З-133		3052,6		95,3	101,2		1,71	1,5

Примечание:

Расчет глубины спуска бурильных колонн выполнен для клинового захвата ПКР – 560М – ОР (грузоподъемность 200 т.).
Расчет длины секций бурильных труб выполнен с учетом захода квадрата (ВБТ-140К -14,5 м, ВБТ-89К -10 м) и длины трубы – 12,5 м;
Конструкция бурильной колонны и КНБК при бурении с отбором керна соответствует максимальной глубине отбора керна в рассматриваемом интервале.

Характеристика и масса бурильных труб, убт по интервалам бурения

Таблица 6.7

Название обсадной колонны	Интервал по стволу, м		Характеристика бурильных труб и УБТ					Длина труб на интервале,м		Масса труб, т
Название обсадной колонны	от (верх)	до (низ)	тип (шифр)	наружный диаметр,мм	Марка (группа прочности материала)	толщина стенки,мм	тип замкового соединения (присоеди-нительной резьбы)				теоретическая	С плюсовым допуском	Снормативным запасом
1	2	3	4	5	6	7	8		9		10	11	12
Направление	0	50	УБТС	203,2	Д	61,6	З-171		12		2,58	2,68	2,81
			УБТС	177,8	Д	48,9	З-147		25		3,64	3,78	3,97
			ПК	127	Е	9,19	З-133		21,2		0,66	0,69	0,72
			ВБТ-140К	140×140	Д	27,5	З-152л х147		16,5		1,76	1,83	1,85
Кондуктор	0	1000	УБТС	203,2	Д	61,6	З-171		12		2,58	2,68	2,81
			УБТС	177,8	Д	48,9	З-147		25		3,64	3,78	3,97
			ПК	127	Е	9,19	З-133		947,1		29,57	30,75	32,29
			ВБТ-140К	140×140	Д	27,5	З-152л х147		16,5		1,76	1,83	1,85
Эксплуатационная	0	3100	УБТС	177,8	Д	48,9	З-147		25		3,64	3,78	3,97
			ПК	127	Е	9,19	З-133		3052,6		95,3	99,11	104,07
			ВБТ-140К	140×140	Д	27,5	З-152л х147		16,5		1,76	1,83	1,85

Примечания:

Проектом допускается применение бурильного инструмента других типов и групп прочности материала с предварительными поверочными расчетами на статическую прочность и выносливость.
Бурильные трубы подвергаются дефектоскопии в условиях мастерских ЦТБ.
Запрещается свинчивание или развинчивание резьбовых соединений колонны бурильных труб следующими способами: методом “отбивка ротором”, захватом ключами за тело труб, с проворотом в клиньях ПКР.

Оснастка талевой системы

Таблица 6.8

Интервал по стволу, м

Название технологической операции (бурение, спуск обсадной колонны)

Тип оснастки

М х К

от (верх)

до (низ)

3100

Бурение, спуск обсадных колонн, СПО, вспомогательные работы

Примечание:

Эксплуатация стальных талевых канатов должна осуществляться в строгом соответствии с требованиями п.п. 1.5.28 – 1.5.36 “Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности”[1].

Режим работы буровых насосов

Таблица 6.9

Интервал по стволу, м		Вид технологической операции	Тип буровых насосов	Кол-во насосов	Режим работы бурового насоса						Суммарная производительность насосов на интервале, л/с
от (верх)	до (низ)	Вид технологической операции	Тип буровых насосов	Кол-во насосов	Коэффициент использования гидравлической мощности	Диаметр цилиндровых втулок,мм	допустимое давление, МПа	коэффициент наполнения	Число ходов поршня в минуту	производи тельность, л/с	Суммарная производительность насосов на интервале, л/с
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
0	50	Бурение	УНБ-600	2	0,8	170	14,2	1.0	42	25	50
0	50	Проработка	УНБ-600	2	0,8	170	14,2	1.0	42	25	50
50	1000	Бурение	УНБ-600	2	0,8	170	14,2	1.0	42	25	50
50	1000	Проработка	УНБ-600	2	0,8	170	14,2	1.0	42	25	50
1000	3095	Бурение	УНБ-600	1	0,8	170	14,2	1.0	45	25	25
3095	3100	Бурение с отбором керна	УНБ-600	1	0,8	170	14,2	1.0	45	25	25
1000	3100	Проработка, шаблонировка	УНБ-600	1	0,8	170	14,2	1.0	45	25	25

Распределение потерь давлений в циркуляционной системе

Таблица 6.10

Интервал по стволу, м		Вид технологической операции	Давление на стояке в конце интервала, МПа	Потери давления (МПа) для конца интервала в:
от (верх)	до (низ)			элементах КНБК		бурильной колонне	кольцевом пространстве	обвязке буровой установки
от (верх)	до (низ)			долоте (насадках)	забойном двигателе	бурильной колонне	кольцевом пространстве	обвязке буровой установки
1	2	3	4	5	6	7	8	9
0	50	Бурение	3,88	2,81	-	0,38	0,025	0,66
0	50	Проработка	3,88	2,81	-	0,38	0,025	0,66
50	1000	Бурение	11,84	3,97	2,95	3,52	0,54	0,85
50	1000	Проработка	11,84	3,97	2,95	3,52	0,54	0,85
1000	3095	Бурение	7,22	1,2	0,27	3,5	2,02	0,22
3095	3100	Бурение с отбором керна	12,04	1,28	4,96	3,53	2,03	0,22
1000	3100	Проработка, шаблонировка	7,27	1,2	0,27	3,5	2,02	0,22

Гидравлические показатели промывки

Таблица 6.11

Интервал по стволу, м		Вид технологической операции	Наименьшая скорость восходящего потока в открытом стволе, м/с	Удельный расход, л/с × см²	Схема промывки долота (центральная, периферийная, комбинированная)	Диаметр сопла на центральном отверстии, мм	Гидромониторные насадки		Скорость истечения, м/с
от (верх)	до (низ)						кол-во	диаметр
от (верх)	до (низ)						шт	мм
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
0	50	Бурение	0,33	0,03	Комбинированная	22,2	3	6,4	55,13
0	50	Проработка	0,33	0,03	Комбинированная	22,2	3	6,4	55,13
50	1000	Бурение	0,61	0,05	Периферийная		2	14,3	66,67
							4	12,7
50	1000	Проработка	0,61	0,05	Периферийная		2	14,3	66,67
							4	12,7
1000	3095	Бурение	0,87	0,06	Периферийная		2	12,7	44,97
							4	11,1
3095	3100	Бурение с отбором керна	0,87	0,06	Периферийная		6	12,7	38,4
1000	3100	Проработка, шаблонировка	0,87	0,06	Периферийная		2	12,7	44,97
							4	11,1

Крепление скважины
1. Обсадные колонны

Расчет обсадных колонн производится в соответствии с «Инструкцией по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин», Москва, 1997 г., ниже именуемой «Инструкцией», с учетом требования «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности», ПБ 08-624-03, и «Инструкции по испытанию обсадных колон на герметичность», Москва, 1999 г.

Расчет обсадных колонн производится по максимальным значениям избыточных наружных и внутренних давлений, а также осевых нагрузок (при бурении, опробовании, эксплуатации др.), при этом учитывается совместное и раздельное их действие.

В результате расчета определяют конструкцию обсадных колонн (типоразмеры труб по секциям, их длина и масса).

Расчет избыточных давлений

1. Избыточные наружные давления Рни z.

В общем случае избыточные наружные давления Рниz определяются как разность между наружными Рнz и внутренними Рвz давлениями по формуле (2.15) или (3.6) Инструкции :

Рниz = Рнz - Рвz;

При расчете избыточных наружных давлений Рниz значения наружных Рнz и внутренних Рвz давлений определяются для одного и того же момента времени:

А. Для всех обсадных колонн:

Значение избыточных наружных давлений Рниz для момента окончания продавки цементных растворов определяются по формулам:

- в незацементированной зоне 0 <Z <h;

Рниz = 10^-6 (р –в) Z (2.16)

- в зацементированной зоне 0 Zh;

Рниz = 10^-6 [(ц –в) Z - [(ц –) h] (2.17)

2. Избыточные внутренние давления Рви z.

В общем случае избыточное внутреннее давление Рвиz определяется как разность между внутренним Рвz и наружным давлением Рнz для случаев испытания колон на герметичность без пакера в один прием по формуле (2.27) Инструкции:

Рвиz = Рвz - Рнz, где

Рнz - наружное давление определяется также как для кондукторов;

Рвz – внутреннее давление при испытании колон на герметичность, определяется по формуле (2.28):

Рвz = 1.1 Рву + 10^-6ж Z, где

Рву – внутреннее давление на устье;

Внутреннее давление на устье определяется:

- для колонн нефтяных скважин по формуле (2.1) или (3.1):

Рвz = РплL - 10^-6в (L –Z) при 0 ZL,

- для колонн газовых скважин по формуле (4.1) Инструкции.

Рассчитанное значение внутреннего избыточного давления на устье Рвиу = 1.1 Рву сравнивается с минимально необходимым избыточным внутренним давлением при испытании колонн на герметичность Роп из таблицы 2.1 Инструкции.

3. Порядок расчета колонн на равнопрочность

Порядок расчета колонн, находящихся под действием наружного и внутреннего избыточных давлений и растяжения, изложен в пунктах 2.28 – 2.34 Инструкции.

Используя значения прочностных характеристик данного типоразмера труб (приложение 2 –22 Инструкции), рассчитанные значения Рниz и Рвиz (согласно эпюр Проекта), коэффициенты запаса прочности (пункты 2.25 – 2.28 Инструкции), производится выбор секций обсадных труб.

Результаты расчета обсадных колон приведены в таблице 7.1.3, 7.1.4.

Способы расчёта наружных давлений и опрессовки обсадных колонн

Таблица 7.1

Номер колонны в порядке спуска (табл.3.1.5, гр.1)	Номер раздельно спускаемой части колонны в порядке спуска (табл. 3.1. 5, гр 8)	Признаки (да, нет)		Плотность пластовой воды в интервале спуска колонны г/см³	Опрессовочный агент		Рекомендуемая глубина установки пакеров для опрессовки (сверху вниз) по вертикали
Номер колонны в порядке спуска (табл.3.1.5, гр.1)		Допустима ли поэтапная опрессовка.	Рекомендуется ли вести расчёт наружного давления по столбу бурового раствора	Плотность пластовой воды в интервале спуска колонны г/см³	Краткое название: тип, шифр, (буровой раствор, вода, воздух, и т.п.)	Плотность (для газообразного агента относительно воздуха) г/см³
1	2	3	4	5	6	7		8
2	1	нет	нет	1,01	Буровой раствор	1,16
3	1	нет	нет	1,02	Вода техническая	1,00

Примечание:

Данные по опрессовке представлены в таблице 9.2

Исходные данные для расчета кондуктора

Таблица 7.2

№ п/п	Наименование	Условное обозначение	Размерность	Численное значение
1	2	3	4	5
1	Расстояние от устья скважины		м
	- до башмака колонны	L		1000
	- до башмака предыдущей колонны	L₀		60
	- до уровня цементного раствора в затрубном пространстве	h		0
	- до уровня жидкости в колонне	Н		500
	- до кровли продуктивного пласта	I		2996
2	Плотность		г/см³
	- испытательной жидкости	ж		1,16
	- цементного раствора первой порции - цементного раствора второй порции	ц1 ц2		1,48 1,85
3	Высота участка цементного раствора		м	1000
	в том числе
	- первой порции	hц1		600
	- второй порции	hц2		400
4	Давление		МПа
	- на кровле продуктивного пласта	Рпл
	- опрессовки колонны на устье	Роп		140,0
	- наружное на глубине Z	Рн z		302,6
	- внутреннее на глубине Z	Рв z		Расчет
	- наружное избыточное на глубине Z	Рни z		Расчет
	- внутреннее избыточное на глубине Z	Рви z		Расчет
5	Типоразмеры обсадных труб			Расчет
	- наружный диаметр		мм
	- толщина стенки		мм	244,5
	- тип резьбы			7,9
	- исполнение			ОТТМ
6	Нормативные коэффициенты запаса прочности			А
	- на наружное избыточное давление	n1		1,00
	- на внутреннее избыточное давление	n2		1,15
	- на растяжение	n3		1,45

Исходные данные для расчета эксплуатационной колонны

Таблица 7.3

№ п/п	Наименование	Условное обозначение	Размерность	Численное значение
1	2	3	4	5
1	Расстояние от устья скважины		м
	- до башмака колонны	L		3100
	- до башмака предыдущей колонны	Lо		1000
	- до уровня цементного раствора в затрубном пространстве	h		850
	- до уровня жидкости в колонне	H		2500
	- до кровли продуктивного пласта	I		2996
2	Плотность		г/см³
	- испытательной жидкости	ж		1,00
	первая ступень:
	- цементного раствора первой порции	ц1		1,83
	- цементного раствора второй порции	ц2		1,90
	вторая ступень:
	- цементного раствора первой порции	ц1		1,48
	- цементного раствора второй порции	ц2		1,50
3	Высота участка цементного раствора		м	2250
	в том числе:
	- первой порции 1й стцпени	hц1		413
	- второй порции 1й ступени	hц2		543
	- первой порции 2й стцпени	hц1		770
	- второй порции 2й ступени	hц2		524
4	Глубина установки устройства для двухступенчатого цементирования		м	2144
5	Давление
	- на подошве продуктивного пласта	Рпл	кгс/см²	302,6
	- опрессовки колонны на устье	Роп		195
	- наружное на глубине Z	Рн z		Расчет
	- внутреннее на глубине Z	Рв z		Расчет
	- наружное избыточное на глубине Z	Рни z		Расчет
	- внутреннее избыточное на глубине Z	Рви z		Расчет
6	Типоразмеры обсадных труб
	- наружный диаметр		мм	168,3
	- толщина стенки		мм	8,9
	- тип резьбы			ОТТМ
	- исполнение			А
7	Нормативные коэффициенты запаса прочности
	- на наружное избыточное давление в зоне эксплуатационного объекта	n1		1,15
	- за пределами эксплуатационного объекта	n1		1,00
	- на внутреннее избыточное давление	n2		1,15
	- растяжение	n3		1,15

Распределение давлений по длине колонны

Таблица 7.4

Номер колонны в порядке спуска (см. таб.3.1 гр.1)	Название колонны	Номер раздельно спускаемой части колонны в порядке спуска (см. 3.2. гр.7)	Распределение избыточных давлений по длине раздельно спускаемой части колонны
			Глубина (по вертикали), м		Наружное, кгс/см²		Внутреннее, кгс/см²
			от(верх)	до(низ)	от(верх)	до(низ)	от(верх)	до(низ)
1	2	3	4	5	6	7	8	9
2	Кондуктор	1	0	500	0,0	55	180	143
2	Кондуктор	1	500	1000	55	54,5	143	146
3	Эксплуатационная	1	0	2460	0,0	270,6	195	170,4
			2460	2500	270,6	275	170,4	170
			2500	2676	275	282,2	170	168,2
			2676	3100	282,2	299,5	168,2	164

Рекомендуемые типоразмеры обсадных труб

Таблица 7.5

Производство: отечественные, импорт.	Условный код типа соединения.	Наружный диаметр,мм.	Толщина стенки, мм.	Марка (группа прочности материала) труб.	Рекомендуется ли к использованию: есть, нет.
1	2	3	4	5	6
Отечественные	ОТТМ	323,9	9,5	Д	есть
Отечественные	ОТТМ	244,5	7,9	Д	есть
Отечественные	ОТТМ	168,3	8,9	Е	есть
Отечественные	ОТТМ	168,3	8,9	Д	есть

Кондуктор

		Расчетное значение, кгс/см²				Расчетное значение, кгс/см²
Эпюра избыточных наружных давлений				Эпюра избыточных внутренних давлений
	Давление кгс/см²		Глубина,м		Давление кгс/см²		Глубина,м
	180		0		0		0
	143		500		55		500
	146		1000		54,5		1000

Эксплуатационная колонна

		Расчетное значение, кгс/см²				Расчетное значение, кгс/см²
Эпюра избыточных наружных давлений				Эпюра избыточных внутренних давлений
	Давление кгс/см²		Глубина,м		Давление кгс/см²		Глубина,м
	195		0		0		0
	170,4		2460		270,6		2460
	170		2500		275		2500
	168,2		2676		282,2		2676
	164		3100		299,5		3100

Параметры обсадных колонн

Таблица 7.6

Номер колонны в порядке спуска (см.таб. 3.1. гр.1.)	Номер раздельно спускаемой части колонны в порядке спуска (см. таб. 3.1. гр.8.)	Номер равнопрочной секции труб в раздельно спускаемой чсати колонны (снизу - в верх)	Интервал установки равнопрочной секции (по стволу скважины), м,		Длина секции, м.	Масса секции, т.	Нарастающая масса, т.	Характеристика обсадной трубы					Коэффициенты запаса прочности на:
								Номинальный наружный диаметр, мм.	Код типа соединения	Марка (группа прочности) материала труб		Толщина стенки, мм.
														Избыточное давление
			от (верх)	до (низ)										Избыточное давление
			от (верх)	до (низ)										Наружное	Внутреннее	Растяжение
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11		12		13	14	15
1	1	1	0	50	50	4,56	4,56	323,9	ОТТМ	Д	9,5		-		-	-
2	1	1	0	1000	1000	48,141	48,144	244,5	ОТТМ	Д	7,9		1,71		1,50	4,69
3	1	2	0	2460	2460	23,109	23,109	168,3	ОТТМ	Д		8,9		1,01	2,10	1,54
3	1	1	2460	3100	640	88,826	111,935	168,3	ОТТМ	Е		8,9		1,17	3,06	>10

Примечание:

Расчет коэффициентов запаса прочности произведен согласно «Инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин» Москва 1997 г.;
Допускается применение других марок обсадных труб (толщина стенки, группа прочности), после проведения соответствующих расчетов и при согласовании с «Заказчиком».

Суммарная масса обсадных труб

Таблица 7.7

Характеристика трубы.		Масса труб с заданной характеристикой,т.
Код типа соединения	Условное обозначение трубы.	Теоритическая	С плюсовым допуском.	С нормативным запасом.
	Условное обозначение муфты.
1	2	3	4	5
ОТТМ	ОТТМ-323,9х9,5-Д ГОСТ 632-80	4,56	4,79	5,03
	ОТТМ-323,9-Д ГОСТ 632-80
ОТТМ	ОТТГ-244,5х7,9-Д ГОСТ 632-80	48,14	50,55	53,07
	ОТТГ-244,5-Д ГОСТ 632-80
ОТТМ	ОТТГ-168,3х8,9-Д ГОСТ 632-80	88,8	93,26	97,93
	ОТТГ-168,3-Д ГОСТ 632-80
ОТТМ	ОТТМ-168,3х8,9-Е ГОСТ 632-80	23,10	24,26	25,47
	ОТТМ-168,3-Е ГОСТ 632-80

Технологическая оснастка обсадных колонн

Таблица 7.8

Номер колонны в порядке спуска	Название колонны	Номер части колонны в порядке спуска	Элементы технологической оснастки колонны										Суммарная на колонну
			Наименование, шифр, типоразмер	ГОСТ, ОСТ, МРТУ, ТУ, МУ и т.п. на изготовление	Масса элемента, кг	Интервал установки, м. (по стволу)			Количество элементов на интервале, шт.		Количество, шт.		Масса, кг
						от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5	6	7	8	9		10		11
1	Направление	1	Башмак БКМ-324	ОСТ 39-011-87.9	85		50	1		1		85
			Центратор ЦЦ 1-324/394	ТУ 39-01-08283-77	28	15	35	3		3		84
			Пробка продавочная ПП-324 х 351	ТУ 3666-001-00141887-93	24,5		50	1		1		25
2	Кондуктор	1	Башмак БКМ-ОТТМ-245	ОСТ 39-011-87.9	60		1000	1		1		60
			Обратный клапан ЦКОДТ-ОТТМ-245	ТУ 39-1443-89	57		990	1		1		57
			Центратор ЦЦ-4-245/295	ТУ 39-1442-89	17	50 0	925 100	18 3		21		306
			Пробка ПП-219х245	ТУ 39-208-76	13,0		990	1		1		13,0

Продолжение таблицы 7.8

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
3	Эксплуатационная	1	Башмак БКМ–ОТТМ-168	ОСТ 39-011-87.9	24		3100	1	1	24
			Обратный клапан ЦКОДТ-ОТТМ-168	ТУ 39-1443-89	20		2990	1	1	20
			Центратор ЦЦ-2-168/216 МСЦ-168	ТУ39-1442-89 НПО «Азимут»	9,9 62	0 90 800 1200 2143	20 510 1000 3100 2144	2 9 10 25 1	46 1	455,4 75
			Пробка ПП-146х168	ТУ39-208-76	5		2990	1	1	5

Примечание:

Интервалы установки и количество элементов технологической оснастки уточняются по результатам геофизических исследований в открытом стволе, по согласованию с геологическими службами Заказчика и Подрядчика.

Режим спуска обсадных труб

Таблица 7.9

Обсадная колонна				Тип, шифр инструмента для спуска		Средства смазки и уплотнения резьбовых соединений			Расход смазки, кг		Интервал глубин с одинаковой допустимой скоростью спуска труб, м. (по стволу)		Допустимая скорость спуска труб, м/сек	Допустимая глубина спуска труб на клиньях, м.	Периодичность долива колонны, м	Промежуточные промывки
Номер в порядке спуска	Название колонны	Номер части колонны в порядке спуска	Шифр или название			ГОСТ,ОСТ, ТУ,. на изготовление	От				До	Глубина, м.				Продолжительность, мин.	Расход, л/сек
							(верх)				(низ)
1	2	3	4		5		6	7		8		9	10	11	12	13	14	15
1	Направление	1	элеватор		Р-402		ТУ 38-101-708-78	0,66		0		50	1	50	-	-		-
2	Кондуктор	1	элеватор		Р-402		ТУ 38-101-708-78	5		0		1000	1	1000	200	500 1000	24 37	50 50
3	Эксплуатационная	1	элеватор		Р-402		ТУ 38-101-708-78	10,43		0		1000	1,0	2607	300	1000	37	25
										1000		2144	0,8			2144	72	25
										2144		3100	0,4			3100	90	25

Примечание:

Допускается применение импортных смазок в соответствии с бюллетенем 5А2 АНИ;
Расчёт периодичности долива проведён согласно п. 2.4.1.13. [43] и приведён справочно для случая преждевременного спуска шара и засорения клапана ЦКОД;
Промежуточные промывки проводятся в случае прекращения циркуляции во время спуска, при возникновении посадок, затяжек и т.д.
Продолжительность промежуточных промывок была рассчитана из условия 1,5-кратного замещения объема скважины (1,5 цикла промывки).

Рекомендуемые значения моментов свинчивания для резьбовых соединений

Таблица 7.10

Наименование колонны	Тип резьбового соединения	Допустимые значения крутящих моментов кН*м
1	2	3
Направление	ОТТМ	7,5 - 9,6
Кондуктор	ОТТМ	5,6 - 10,2
Эксплуатационная	ОТТМ	4,3-6,1

Примечание:

Для регулирования моментов свинчивания резьбовых соединений предусмотреть использование ключей с моментомером;
Значения крутящего момента уточняются при контрольном свинчивании обсадных труб из каждой партии перед началом спуска;
Для обеспечения регламентированного момента свинчивания резьбовых соединений допускается использование гидравлических трубных ключей с указателем крутящего момента.

Расчет давления опрессовки обсадных колонн

Кондуктор
Глубина кровли проявляющего пласта, L, м	2996
Градиент пластового давления, кгс/см²*м	0,101
Плотность пластового флюида, г/см³	0,692
Глубина кровли поглощающего пласта, l, м	1000
Градиент пластового давления, кгс/см²	0,100
Градиент давления гидроразрыва, кгс/см²*м	0,180
Давление, необходимое для ликвидации НГВП кгс/см²	125,88
Давление опрессовки колонны (расчетное) кгс/см²	138,47
Давление опрессовки колонны принятое кгс/см²	140,0
Давление опрессовки труб (расчетное), кгс/см²	147
Давление опрессовки труб принятое, кгс/см²	150

Эксплуатационная колонна
Глубина кровли проявляющего пласта, L, м	2996
Градиент пластового давления, кгс/см²*м	0,101
Плотность пластового флюида, г/см³	0,692
Глубина кровли поглощающего пласта, l, м	3100
Градиент пластового давления, кгс/см²	0,105
Градиент давления гидроразрыва, кгс/см²*м	0,165
Давление, необходимое для ликвидации НГВП кгс/см²:	125,88
Давление на устье в конце цементирования кгс/см²:	177
Давление опрессовки колонны (расчетное) кгс/см²:	194,77
Давление опрессовки колонны принятое кгс/см²:	195
Давление опрессовки труб (расчетное), кгс/см²	204,75
Давление опрессовки труб принятое, кгс/см²	205

Опрессовка обсадных труб и натяжение эксплуатационной колонны

Таблица 7.11

Номер колонны в порядке спуска	Название колонны	Номер раздельно спускаемой части колонны в порядке спуска	Натяжение экcплуатационной колонны, тс	Плотность жидкости для опрессовки, г/см³		Давление на устье скважины при опрессовке, кгс/см²			Глубина установки пакера, м	Давление на устье скважины при опрессовке труб ниже пакера	Номер равнопрочной секции труб в раздельно спускаемой части (снизу-вверх)	Давление опрессовки труб равнопрочной секции на поверхности, кгс см²
Номер колонны в порядке спуска	Название колонны	Номер раздельно спускаемой части колонны в порядке спуска	Натяжение экcплуатационной колонны, тс	Раздельно спускаемой части	Цементного кольца	Разделительно спускаемой части	Цементного кольца	Межколонного пространства	Глубина установки пакера, м	Давление на устье скважины при опрессовке труб ниже пакера
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
2	Кондуктор	1		1,16	1,11	140	28				1	150
3	Эксплуата-ционная	1	31,7	1,00	-	195	-	-	-	-	1 2	205 205

Примечание:

Эксплуатационная колонна и кондуктор испытываются на герметичность в соответствии с П.2.7.5 [1]

Цементирование обсадных колонн
1. Общие сведения о цементировании обсадных колонн

Таблица 7.12

Номер колонны в порядке спуска	Название колонны (см.таб.5.2 гр.2)	Способ цементирования (прямой, ступенчатый, обратный)	Данные по раздельно спускаемой части колонны				Данные о каждой ступени цементирования
			Номер раздельно спускаемой части колонны в порядке спуска (см.таб.5.2 гр.7)	Интервал установки(по вертикали), м		Глубина установки муфты для ступенчатого цементирования, м	Номер ступени цементирования	Высота цементного станка на, м	Название порции тампонажного раствора	Интервал глубин цементирования , м
				от (верх)	до (низ)					от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1	Направление	Прямой	1	0	60	-	1	-	Буферная	0	26
									Тампонаж-2	0	50
									Продавочная	0	50
2	Кондуктор	Прямой	1	0	1000	-	1	5	Буферная	0	257
									Тампонаж-1	0	600
									Тампонаж-2	600	1000
									Продавочная	0	1000
3	Эксплуатационная	Прямой	1	0	3100	2144	1 2	10	Буферная	1644	2144
									Тампонаж-1	2144	2557
									Тамронаж-2	2557	3100
									Продавочная	0	3100
									Буферная	350	850
									Тампонаж-1	850	1620
									Тамронаж-2	1620	2144
									Продавочная	0	2144

Характеристика жидкостей для цементирования

Таблица 7.13

Номер колонны в порядке спуска	Название колонны (см. табл. 3.1.5, гр. 2)	Номер части колонны в порядке спуска (см. табл. 3.1.5, гр. 8)	Номер ступени (снизу-вверх)	Характеристика жидкости (раствора)
				Характеристика жидкости (раствора)
				тип или название	объем порции, м³	плотность, г/см³	пластическая вязкость, сП	динамическое напряжение сдвига, мгс/см²	время начала схватывания, мин	Время ОЗЦ, ч
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1	Направление	1	-	Буферная	2,0	1,03	-	-	не менее 90	8
				Тампонаж-1	4,6	1,85	-	-
				Продавочная	4,4	1,18	-	-
2	Кондуктор	1	-	Буферная	10,00	1,03	-	-	200 не менее 90	16
				Тампонаж-1	26,0	1,48	-	-
				Тампонаж-2	20,0	1,85	-	-
				Продавочная	40,7	1,16	-	-
3	Эксплуатационная	1	1 2	Буферная	10,00	1,03	-	-	180 150	24
				Тампонаж-1	7,5	1,83	-	-
				Тампонаж-2	10,27	1,90	-	-
				Продавочная	55,0	1,00	-	-
				Буферная	10,00	1,03	-	-	180 150	24
				Тампонаж-1	20,8	1,48	-	-
				Тампонаж-2	8,5	1,50	-	-
				Продавочная	40,6	1,00	-	-

Примечание:

Объем ствола скважины уточняется после проведения в скважине кавернометрии и профилеметрии;
Продолжительность ОЗЦ определяется на основании лабораторных анализов тампонажных смесей и должно быть не меньше продолжительности набора величины прочности тампонажного камня (0,5 МПа для облегченных растворов и не менее 1,5 МПа для тампонажных растворов нормальной плотности).

Компонентный состав жидкостей для цементирования и характеристика компонентов

Таблица 7.14

Номер колонны в порядке спуска	Название колонны (см.таб. 3.1.5. гр.2)	Номер части колонны в порядке спуска	Номер ступени (снизу вверх)	Тип или название жидкости для цементирования	Название компонента	Плотность г/см³	ГОСТ, ОСТ, МРТУ, ТУ, МУ, и т.п. на изготовление	Норма расхода компонента, кг/м³
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	Направление	1	1	Буферная	Вода	1,00	Техническая	950
				Буферная	МБП-СМ	2,00	ТУ 9291-281-00147001-2003	100
				Тампонаж-1	Вода	1,00	Техническая	614
				Тампонаж-1	ПЦТ I - 50	3,15	ГОСТ 1581-96	1216
				Продавочная	Бур. Раствор	1,18		1180
2	Кондуктор	1	1	Буферная	Вода	1,00	Техническая	980
				Буферная	МБП-МВ	1,00	ТУ 2148-283-00147001-2003	5
				Тампонаж-1	ПЦТ III-Об-4-50	1,90	ГОСТ 1581-96	848,5
				Тампонаж-1	Вода	1,00	Техническая	551,5
				Тампонаж-2	Вода	1,00	Техническая	611,7
				Тампонаж-2	ПЦТ I-50	3,15	ГОСТ 1581-96	1223,3
				Продавочная	Бур. Раствор	1,16		1160
3	Эксплуатационная	1	1	Буферная	Вода	1,00	Техническая	980
				Буферная	МБП-МВ	1,00	ТУ 2148-283-00147001-2003	5
				Тампонаж-1	Вода	1,00	Техническая	588,05
					ПЦТ I-G-CC-2	3,15	ГОСТ 1581-96	1278,37
					FL-25	1,25	API	9,96
					НТФК	1,18	ТУ 6-09-5283-86	5,00
					Пента-463А	0,87	ТУ 2257-001-40245042-98	0,64
				Тампонаж-2	РТМ-100	3,15	ГОСТ 1581-96	1319,17
					НТФК	1,18	ТУ 6-09-5283-86	0,4
					Вода	1,00	Техническая	580,43
			2	Продавочная	Вода	1,00	Техническая	1000
				Буферная	Вода	1,00	Техническая	980
				Буферная	МБП-МВ	1,00	ТУ 2148-283-00147001-2003	5
				Тампонаж-1	ОТМ 3.1	1,90	ГОСТ 1581-96	755,6
					FL 11	1,60	API	3,19
					Полицем ДФ	1,00	ТУ 2228-010-40912231-2003	0,8
					Вода	1,00	Техническая	598,29

				Тампонаж-2	Вода	1 Продолжение таблицы 7.14 ,00	Техническая	588,05
					ПЦТ I-G-CC-обл.	3,15	ГОСТ 1581-96	1278,37
					FL-25	1,25	API	9,96
					НТФК	1,18	ТУ 6-09-5283-86	5,00
					Пента-463А	0,87	ТУ 2257-001-40245042-98	0,64
				Продавочная	Вода	1,00	Техническая	1000

Примечание:

Рецептура тампонажных растворов уточняется после проведения лабораторных испытаний;
Регулирование сроков схватывания цемента; количество замедлителя, пеногасителя, диспергатора, пластификатора определяется при проведении лабораторных исследований проб цемента, предназначенного для цементирования скважины.

Технологические операции при цементировании и режим работы цементировочных агрегатов

Таблица 7.15

Номер колонны в порядке спуска	Номер части колонны в порядке спуска (снизу-вверх)	Номер ступени цементирования части колонны (снизу-вверх)	Наименование технологической операции	Тип или название жидкости	Тип (шифр) агрегата или бурового насоса	Назначение агрегата или бурового насоса	Количество агрегатов (буровых насосов) работающих на одном режиме	Режим работы агрегатов (буровых насосов)						Время выполнения техноло-гической операции, мин
								Диаметр цилиндровых втулок, мм	Скорость агрегата или число двойных число двойных ходов бурового насоса	Суммарная производительность агрегатов (буровых насосов), л/с	Давление, кгс/см²		Объем порции на данном режиме	В данном режиме	Нарастающее от начала затворения до момента «стоп»
								Диаметр цилиндровых втулок, мм			Допустимое для агрегатов (буровых насосов)	На устье скважины в конце операции	Объем порции на данном режиме	В данном режиме	Нарастающее от начала затворения до момента «стоп»
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
1	1	1	Закачка	Буферная	ЦА-320М		1	127	2	5,1	185	0	2,00	6,5	6,5
			Затворение	Тампонаж-1	УС6-30		1
					ЦА-320М	Затворение	1	127	2	-					6,5
					ЦА-320М	Закачка	1	127	2	5,1	185	0	4,6	14,9	21,4
			Сброс пробки											3,0	24,4
			Промывка линий											5,0	24,4
			Продавка	Продавочная	ЦА-320М	Закачка	1	127	2	5,1	185	3,7	3,4	11,0	35,4
			Продавка	Продавочная	ЦА-320М	«Стоп»	1	127	2	5,1	185	21,0	1	3,3	38,7

Продолжение табл.7.15

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
2	1	1	Закачка	Буферная	ЦА-320М		1	127	5	23,1	40,0	15,0	10,00	7,3	7,43
			Затворение	Тампонаж-1	УО-16	Затворение, Заполнение 1/2 оср. ёмкости
					УС6-30
					ЦА-320М		2	127	-	30,2		0,0	8,0	4,4	4,4
					ЦА-320М	Закачка	1	127	4	15,1	61	0,0	26,0	28,7	33,1
			Затворение	Тампонаж-2	УО-16	Затворение, Заполнение 1/2 оср. ёмкости
					УС6-30
					ЦА-320М		2	127	-	30,2		0,0	4	2,2	35,3
					ЦА-320М	Закачка	1	127	4	15,1	61	0,0	20,0	22,1	57,4
			Сброс пробки											3,0	60,4
			Промывка линий											5,0	60,4
			Продавка	Продавочная	ЦА-320М	Закачка	1	127	4	15,1	61	57	39,7	43,8	104,2
			Продавка	Продавочная	ЦА-320М	«Стоп»	1	127	2	5,1	185	77	1,0	3,3	107,5
3	1	1	Закачка	Буферная	ЦА-320М		1	127	3	9,8	95	28,01	10,00	17,0	17,0
			Затворение	Тампонаж-1	УО-16	Затворение, Заполнение оср. ёмкости
					УС6-30
					ЦА-320М		1	127	-	23	0	0	8,0	5,8	5,8
					ЦА-320М	Закачка	1	127	5	23	40	0	7,5	5,4	11,2
			Затворение	Тампонаж-2	УО-16	Затворение, Заполнение 1/2 оср. ёмкости
					УС6-30
					ЦА-320М		2	127	-	30,2	0	0	2	1,1	12,3
					ЦА-320М	Закачка	1	127	4	15,1	95	0	10,3	11,3	23,7
			Сброс пробки											3,0	26,7
			Промывка линий											5,0	26,7
			Продавка	Продавочная	ЦА-320М	Закачка	3	127	2	15,3	185	101,86	54,0	58,8	85,5
			Продавка	Продавочная	ЦА-320М	«Стоп»	1	127	2	5,1	185	116,48	1	3,3	88,8
		2	Закачка	Буферная	ЦА-320М		1	127	3	9,8	95	72	10,00	17,0	17,0
			Затворение	Тампонаж-1	УО-16	Затворение, Заполнение оср. ёмкости
					УС6-30
					ЦА-320М		3	127	-	15,3	0	0	8,0	8,7	8,7
					ЦА-320М	Закачка	1	127	5	23	40	0	20,8	15,1	23,8
			Затворение	Тампонаж-2	УО-16	Затворение, Заполнение 1/2 оср. ёмкости
					УС6-30
					ЦА-320М		1	127	-	15,1	0	0	2	2,2	26,0
					ЦА-320М	Закачка	1	127	4	1 Продолжение табл.7.15 5,1	95	0	8,5	9,4	35,4
			Сброс пробки											3,0	38,4
			Промывка линий											5,0	38,4
			Продавка	Продавочная	ЦА-320М	Закачка	3	127	2	15,3	185	157	39,6	43,1	81,5
			Продавка	Продавочная	ЦА-320М	«Стоп»	1	127	2	5,1	185	177	1	3,3	84,8

Примечание:

Согласно «Инструкции по креплению нефтяных и газовых скважин» РД 39-00147001-797-2000 п. 12.13.3.7 давление «стоп» должно быть выше рабочего в конце цементирования на 1,5 – 3,0 МПа.

Гидравлическая программа цементирования обсадных колонн

Таблица 7.16

Наименование параметров	Условное обозначение	Кондуктор	Эксплуатационная колонна
1	2	3	4
Исходные данные
Диаметр обсадной колонны, мм	D	244,5	168,3
Глубина спуска, м	Н	1000	3100
Высота подъема тампонажного раствора за обсадной колонной (по стволу), м:			1 ступень	2 ступень
- плотностью 1,48/см³ - плотностью 1,50/см³ - плотностью 1,83/см³ - плотностью 1,92/см³	ρ_об ρ_об ρ_ц ρ_ц	400 600	413 543	770 524
Градиент давления гидроразрыва пород на глубине установки башмака колонны, кгс/см² м	град.	0,180	0,170	0,165
Глубина установки МСЦ	м		2144
Расчетные данные
Давление гидроразрыва пород на глубине установки башмака колонны, кгм/см²	Р_г.р.	180	511,5		364,5
Гидростатическое давление в затрубном пространстве в конце цементирования, кгс/см²	Р_сз	163,21	416,73		286,91
Гидравлические потери давления при движении жидкостей в затрубном пространстве, кгс/см²	∆Р	0,41	20,42		12,41
Расчетное давление в конце цементирования у башмака спущенной колонны, кгм/см²	Р_ф	163,28	437,16		299,32
Коэффициент безопасности	К_б	0,91	0,85		0,82

Примечание:

* - После проведения мероприятий по предупреждению гидроразрыва трещиновато-кавернозных отложений коры выветривания и палеозоя.

Схема обвязки и потребность в цементировочных агрегатах

Таблица 7.17

Номер колонны в порядке спуска	Номер части колонны	Номер ступени цементирования	Интервал цементирования м (по стволу)		Номер схемы обвязки цементировочной техники		Потребное количество
			от (верх)	до (низ)			Основные ЦА														Дополнительные ЦА							Специальные ЦА
							Тип	Всего	В том числе											Тип		Всего		Резерв		Тип			Всего	Резерв
									Затворение		Перемешивание		Закачка		Продавка		Амбар		Резерв
1	2	3	4	5		6		7	8	9		10		11		12		13			14		15		16		17		18		19	20
1	1	1	0	50		1		ЦА-320М	2	1	-		1**				-		1
2	1	1	0	1000		2		ЦА-320М	4	2	-		1**		1		-		1
3	1	2	850	2144		3		ЦА-320М	4	3		-		1**		3*		-		1
		1	2144	3100		4		ЦА-320М	3	2		-		1**		3*		-		1

Примечание:

* - учавствуют в процессе затворения и продавки.

** - учавствуют в процессе закачки и продавки.

Потребность в смесительных машинах, цементовозах и автоцистернах

Таблица 7.18

Номер колонны в порядке спуска	Номер части колонны	Номер ступени цементирования	Интервал цементирования (по стволу), м		Потребное количество
			от (верх)	до (низ)	Смесительные машины					Цементовозы							Автоцистерны
					Тип	Всего	В том числе			Тип		Всего		В том числе			Тип		Всего		В том числе
							Тампонаж-1	Тампонаж-2	Тампонаж-1					Тампонаж-2	Буферная						Затворения	Продавочная
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10		11		12		13	14		15		16		17	18
1	1	-	0	50	УС6-30	1		1
2	1	1	0	1000	УС6-30	4	2	2
3	1	2	850	2144	УС6-30	4	3	1
		1	2144	3100	УС6-30	3	1	2

Потребное для цементирования обсадных колонн количество цементировочной техники

Таблица 7.19

Номер по порядку	Название или шифр	Потребное количество
		Номера колонн (см. таблицу 3.1 графа 1)									Суммарное на скважину
		1	2	3
		1	2	1ступень	2ступень
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11		12
1	ЦА-320М	3*	5*	4*	5*							8
2	УС6-30	1	4	3	4							7
3	УО-16	-	1	1	1							1
4	БМ-700	1	1	1	1							1
5	КСКЦ-01	-	1	1	1							1

Примечание:

*-в том числе один резервный;

Потребное для цементирования обсадных колонн количество материалов

Таблица 7.20

Номер по порядку			Потребное количество, кг				Суммарное на скважину*
	Название	ГОСТ, ОСТ, МРТУ,	Потребное количество, кг
	или	ТУ, МУ, и т.п.	номера колонн
	шифр	на изготовление	1	2	3
					3
					1ступень	2ступень
1	2	3	4	5	6	7		8
1	Вода пресная	Техническая	4928	38192	78952	71235		193307
2	ПЦТ I-50	ГОСТ 1581-96	5809	25689				31499
3	РТМ-100	ГОСТ 1581-96			10388			10388
4	ПЦТ III-Об-4-50	ГОСТ 1581-96		23164				23164
5	ПЦТ I-G-CC-2	ТУ 5734-043-00158758-2000			13785			13785
6	ПЦТ I-G-CC-обл	ТУ 5734-043-00158758-2000				11409		11409
7	ОТМ 3.1					16502		16502
8	МБП-СМ	ТУ 9291-281-00147001-2003	210					210
9	МБП-МВ	ТУ 2148-283-00147001-2003		53	53	53		158
10	FL-25	ТУ 6-09-5283-86			107	89		196
11	FL-11	ТУ 6-09-5283-86				70		70
12	НТФК	Импорт			57	45		45
13	Полицем ДФ					17,5		17,5
14	Пента-463 А	ТУ 2257-001-40245042-98			6,9	6		12,9
* - количество материалов приведено с учетом 5 % запаса.

Примечание:

Количество реагентов и воды расчитано с учетом коэффициента запаса (K=1,05).

Оборудование устья скважины
1. Спецификация устьевого и противовыбросового оборудования (пво)

Таблица 7.21

Наименование колонны	Давление опрессовки устьевого оборуд-я, кгс/см2		Типоразмер шифр	ГОСТ, ОСТ, ТУ	Кол-во, шт.	Допуст. рабочее давление, кгс/см2	Масса, т
	Давление опрессовки устьевого оборуд-я, кгс/см2						единицы	сумма
	после установки	перед вскрытием гориз.					единицы	сумма
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Кондуктор при бурении под ЭК	140	28	ОКК1-21-168х245 ХЛ	ТУ 3665-002-31429576-97	1	210	0,26	0,26
			Противовыбросовое оборудование:
			ОП5-230/80х35 К1:	ГОСТ 13862-90		35	25,1	25,1
			ППГ-230Х35	ОСТ 26-16-1622-82	2	35	1,45	2,90 4,2
			ПУ2-230Х35	ТУ 26-16-39-77	1	35	4,20	2,90 4,2
Эксплуатационная колонна при испытании	195		ОКК1-21-168х245 ХЛ	ТУ 3665-002-31429576-97	1	210	0,26	0,26
			Противовыбросовое оборудование
			ПМТ2-156х21	ТУ	2	35	0,32	0,32
			АФК1 65х21 ХЛ К1	ГОСТ 13846-89	1	35	1,268	1,268
			Лубрикатор Л-65	ТУ 26-16-39-77	1	35	0,43	0,43

Примечание:

Схема обвязки № 5 по ГОСТ 13862-90.

Испытание скважины

С целью получения полной информации о продуктивности разреза проектной скважины требуется провести комплекс исследований:

- в эксплуатационной колонне.

Работы по испытанию скважины, производятся в соответствии с планом, утверждённым главным инженером и главным геологом буровой подрядной организации, согласованным с Заказчиком с учётом технологических регламентов на эти работы и назначением ответственных лиц за их выполнение (п. 2.9.10. ПБ 08-624-03). Разделы плана должны соответствовать Методическим указаниям по испытанию нефтегазоразведочных скважин в колонне (Москва, 1980 г.).

Испытание скважины в эксплуатационной колонне

Испытание продуктивных отложений в эксплуатационной колонне:

-в эксплуатационной колонне: 1-ый объект 3095-3100 м пласт Pz;

2-ой объект 2996 – 3014 м пласт Ю₁₅;

3-ой объект 2978 – 2996 м пласт Ю₁₄;

4-ой объект 2924 – 2958 м пласт Ю₁₂;

5-ий объект 2676 – 2691 м пласт Ю₁^3-4.

При достижении проектной глубины после спуска эксплуатационной колонны, в скважине производится комплекс работ по испытанию.

В задачи испытания пластов в скважине, выделенных по данным промыслово-геофизических исследований, данных лабораторных исследований, кернового материала, входит:

- определение гидродинамической характеристики пласта;

- исследование методом установившихся режимов;

-отбор глубинных проб пластового флюида;

- определение физико-механических свойств пластовых флюидов;

Перед перфорацией колонны устье скважины обвязывается согласно утверждённой техническим руководителем буровой подрядной организацией «Типовой схемы обвязки нефтяных и газовых скважин при перфорации и ПГД». Схема в установленном порядке согласовывается с территориальными органами «Федеральной службы по техническому, экологическому и атомному надзору РФ» и противофонтанной службой. Скважина заполняется буровым раствором плотностью 1,1 г/см³ (пункт 2.9.2. ПБ 08-624-03).

Перед перфорацией производится привязка зоны перфорации по ГК, производится фоновая запись локатора муфт. Перфорация производится перфораторами на кабеле ЗПКО-102 ПП-30, 2” (51) Predator или их аналогами. Вторичное вскрытие пласта производится на депрессии на растворе KCI c добавкой раствора ПАВ в количестве 0,3% от объема ПЖ. После перфорации производится контрольная запись локатора муфт с целью уточнения интервала перфорации.

Вызов притока осуществляется путём смены раствора на воду, снижения уровня жидкости в эксплуатационной колонне свабированием и при необходимости сменой воды на нефть. Свабирование производится в соответствии с документацией, разработанной подрядной организацией и согласованной с территориальными органами «Федеральной службы по техническому, экологическому и атомному надзору РФ» (пункт 2.9.8. ПБ 08-624-03).

Вскрытие объектов производится с учётом требований «Единых правил безопасности при взрывных работах», «Правил пожарной безопасности» и «Технической инструкции по проведению прострелочно-взрывных работ в скважинах».

Последовательность испытания горизонтов

Вызов притока и очистка пласта от воздействия бурового раствора производится следующими методами:

- сменой бурового раствора на техническую воду;

- свабированием, применением пенных систем;

- сменой технической воды на техническую нефть;

Для спуска глубинных приборов на устье скважины устанавливается патрубок-лубрикатор и строится лубрикаторная площадка. Лубрикатор совместно с ФА опрессовывается на давление опрессовки эксплуатационной колонны на герметичность.

Продолжительность испытания скважины рассчитывается на основании «Сборника сметных норм времени на испытание нефтяных, газовых, газоконденсатных, гидрогеологических объектов в разведочных, опорных, параметрических, поисковых скважинах и освоение объектов в эксплуатационных скважинах» (ССНВ, Москва, ВНИИОЭНГ, 1985 г.).

В процесс испытания (освоения), очистки и гидрогазодинамических исследований входит:

- очистка призабойной зоны от механических примесей и промывочной жидкости;

- шаблонирование НКТ;

- спуск и подъем приборов для замера пластового давления и температуры;

- построение КВД;

- исследование методом установившихся режимов;

- отбор глубинных и поверхностных проб пластовых флюидов.

При получении низких дебитов из продуктивного пласта рекомендуется проведение дополнительных работ по воздействию на пласт (ПГД-БК, СКО, ГКО, ГРП, струйные насосы).

Интенсификация притока производится по отдельному плану, согласованному с Заказчиком.

Для полного анализа полученных флюидов для одного объекта отбираются пробы: нефти – 5 литров; газа – 5 литров; пластовой воды – 5 литров; глубинная проба – 3 контейнера.

Проектом предусматривается технологическое дежурство цементировочного агрегата при спускоподъемных операциях, при проведении перфорации, при стоянии на притоке.

Объемы строительных и монтажных работ для испытания скважины

Таблица 8.1

Наименование работ	Ед. изм.	Объём работ	Номера таблиц расценок		Примечание
Наименование работ	Ед. изм.	Объём работ	По ЭСН	По ЕРЕР
1	2	3	4	5		6
Монтаж установки для испытания скважины на продуктивность А-60/80	шт	1	49-242	49-737
Основание под трапную установку (газосепаратор ГЖ-6,4х800; ГС-6,4х800), мерную ёмкость (2,5х2,5х0,3; 2,0х3,5х0,3)	м³	4,0	49.102-5	49-403
Монтаж трапной установки и монтаж мерной ёмкости.	уст шт	1 1	49.255-3 49.255-4	49-825 49-826
Колонная головка	шт	1
Фонтанная арматура	шт	1
Прокладка отводов из 2” НКТ	100м	3,35	49.32-5	49-159
Лубрикаторная площадка	шт	1	49.121-8	49-509
Лубрикатор	шт	1		49-2907
Лебёдка	шт	1		49-2822
Вагон-дома	шт	10
Работа ЦА-320	час	93,14
Ёмкости для нефти (монтаж и обвязка)	шт	2	49.256-4 49.258-4	48-828 49-840
Основание под емкости	м³	3,6	49.102-5	49-403
Емкости для запаса воды, промывочной жидкости	шт	4	49.258-9	49-846
Основание под емкости	м³	7,2	49.102-5	49-403

Требования и рекомендации по проведению работ при вскрытии продуктивного горизонта

При строительстве скважин большую актуальность имеет проблема качественного вскрытия продуктивного пласта.

Снижение проницаемости призабойной части продуктивного пласта происходит при воздействии всех технологических процессов бурения скважины: первичное вскрытие пласта бурением, технологические промывки, проведение спуско-подъемных операций (СПО), спуск эксплуатационной колонны и ее цементирование, вторичное вскрытие пласта перфорацией.

Бурение нижнего интервала скважины и вскрытие продуктивного пласта необходимо производить малолитражными забойными двигателями за одно долбление.

В случае невозможности осуществить вскрытие пласта и добуривание скважины до проектной глубины за одно долбление (необходимость отбора керна, вскрытие многопластовых продуктивных горизонтов большой мощности и т.д.) углубление скважины осуществляется минимально возможным количеством рейсов. При этом, с целью снижения гидродинамических нагрузок на пласт при бурении в интервале 1000-2144 м по стволу спуск бурильного инструмента производится со скоростью в соответствии с п.3 таблицы 6.5., а подъем до башмака кондуктора осуществляется на второй скорости для исключения эффекта поршневания.

Степень отрицательного влияния на пласт зависит также от качества применяемого бурового раствора. С учетом высокой подверженности продуктивного пласта проникновению составляющих промывочной жидкости, вскрытие продуктивного горизонта следует осуществлять на растворах низкой плотности с малым содержанием твердой фазы и высокой кольматирующей способностью, препятствующей проникновению фильтрата промывочной жидкости в эксплуатационный объект.

Плотность бурового раствора при вскрытии продуктивного горизонта должна обеспечивать технологически обоснованную минимальную репрессию, допустимую Правилами безопасности [41].

В связи с тем, что пластовое давление при разбуривании различных блоков лицензионного участка может существенно отличаться, плотность бурового раствора для каждой конкретной скважины уточняется геологической службой заказчика и отражается в геолого-техническом наряде (ГТН). Не допускается превышение плотности бурового раствора, находящегося в циркуляции более чем на 0.02 г/см³ от приведенной в ГТН.

Для регулирования содержания твердой фазы в буровом растворе должны быть в полной мере использованы возможности средств механической очистки в соответствии с паспортными характеристиками при бурении всего ствола скважины.

Для обеспечения качественной очистки призабойной зоны продуктивного пласта в период освоения необходимо снизить силы поверхностного натяжения на границе раздела фаз. С этой целью при бурении скважины за 50 - 100 м до кровли продуктивного пласта требуется ввести ПАВ неионогенной группы в количестве 0.3 %.

Для сохранения продуктивности пласта при цементировании репрессия на пласт должна быть минимально возможной. С этой целью, эксплуатационная колонна цементируется двумя порциями, а для качественного разобщения продуктивных пластов от водоносных, зона продуктивного горизонта цементируется тампонажным раствором нормальной плотности.

Способ вторичного вскрытия продуктивных пластов определяется в зависимости от геологических условий и конструкции скважины. Наиболее распространенным является вскрытие кумулятивной перфорацией.

С целью получения наиболее эффективной гидродинамической связи «скважина-пласт», предпочтительно рекомендуется использовать перфораторы кумулятивного действия с высокой пробивной способностью.

Выбор режима перфорации (на депрессии или на репрессии) и плотности отверстий на 1 метр определяется, исходя из условий залегания продуктивного пласта, его фильтрационными свойствами и степенью загрязнения призабойной зоны в процессе первичного вскрытия продуктивного горизонта.

В случае перфорации пласта на репрессии к перфорационной жидкости предъявляются высокие требования, позволяющие обеспечить максимально возможное сохранение фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта. В связи с этим, в зону перфорации закачивается порция специальной перфорационной жидкости, обладающей низкой фильтратоотдачей, минимальным показателем увлажняющей способности: раствор КСl с добавками неионогенного ПАВ (СНПХ-ПКД-515).

Интервал времени между окончанием перфорации и началом вызова притока должен быть минимальным. В случае перфорации на депрессии вызов притока осуществляется сразу же после ее окончания.

Испытание пластов в процессе бурения

Испытание пластов не предусмотрено заданием на проетирование.

Испытание горизонтов на продуктивность в эксплуатационной колонне

Параметры насосно-компрессорных труб

Таблица 8.4

Номер лифто-вой колон-ны НКТ	Но-мер сек-ции	Интервал установки секции, м		Характеристика трубы					Дли-на сек-ции, м		Масса секции, т			Коэффициенты запаса прочности
		от	до	Наруж-ный диаметр мм	Тип	Группа проч-ности	Тол-щина стенки, мм	Мас-са 1м, кг			Теоре-тичес-кая	С учетом плюсо-вого допуска		На рас-тяже-ние	На избыточное давление
															Внут-реннее	Наруж-ное
1	2	3	4	5	6	7	8	9		10		11	12		13	14	15
Колоннна НКТ
1	1	0	3100	73	НКМ	К	5,5	9,48		3100		29,39	30,45		1,33	1,30	1,30

Примечание:

Расчет на избыточные давления выполнен из условия полного опорожнения (критические условия).
Расчет колонны НКМ проведен с учетом дополнительной нагрузки при снятии пакера 7.0 т.
При проведении ГРП коэффициент запаса на внутреннее избыточное давление определен из расчета создания максимального устьевого давления 50 МПа.

Характеристика жидкостей и составляющие их компоненты для установки цементных мостов

Таблица 8.5

Примечание:

Объём цементного раствора принят минимально рекомендуемый для успешной установки моста;
Излишки цементного раствора вымываются обратной промывкой;

Потребное количество цементировочной техники для установки цементных мостов.

Таблица 8.6

Номер объекта

Наименование или шифр

Потребное количество, шт

1-4

ЦА-320М

УС6-30

Потребное количество материалов для установки цементных мостов

Таблица 8.7

Номер объектов	Название или шифр	ГОСТ, ОСТ, ТУ, МРТУ и т.д. на изготовление	Единица измерения	Потребное количество
1	2	3	4	5
1	Техническая вода	ГОСТ 1581-96	кг	55386,2
	СНПХ-ПКД-0515	ТУ 39-05765670-011-211-95	кг	6,0
	ПЦТ – 100*	ГОСТ 1581-96	кг	579,7
2	Техническая вода	ГОСТ 1581-96	кг	55773,2
	СНПХ-ПКД-0515	ТУ 39-05765670-011-211-95	кг	6,0
	ПЦТ – 100*	ГОСТ 1581-96	кг	231,9
3	Техническая вода	ГОСТ 1581-96	кг	54660,7
	СНПХ-ПКД-0515	ТУ 39-05765670-011-211-95	кг	6,0
	ПЦТ – 100*	ГОСТ 1581-96	кг	881,1
4	Техническая вода	ГОСТ 1581-96	кг	51152,0
	СНПХ-ПКД-0515	ТУ 39-05765670-011-211-95	кг	6,0
	ПЦТ – 100*	ГОСТ 1581-96	кг	1252,1

Примечание:

Перед установкой цементного моста необходимо проведение лабораторных исследований тампонажного раствора с целью уточнения его рецептуры.

Продолжительность испытания (освоения) объектов в эксплуатационной колонне

Таблица 8.8

Но-мер объ-екта	Название процесса, операции по испытанию (освоению) и интенсификации	Номера таблиц по ССНВ на испытание или местные нормы	Продолжительность, сут.
			процесса, операции	суммарная по объекту
1	2	3	4	5
1	Подготовительные работы	ССНВ, табл. 22	2.6
	Шаблонирование колонны	ССНВ, табл. 22	1.2
	Освоение объекта с передвижной установки.	ССНВ, табл. 4	32.2
	Соляно-кислотная обработка*	ССНВ, табл. 24	2.6
	Итого по объекту с учетом сменности		36.0	36.0
2	Шаблонирование колонны	ССНВ, табл. 22	1.0
	Освоение объекта с передвижной установки.	ССНВ, табл. 4	31.3
	Соляно-кислотная обработка*	ССНВ, табл. 24	2.3
	Итого по объекту с учетом сменности		32.3	32.3
3	Частичное разбуривание цем.моста	ССНВ, табл. 25	2.2
	Шаблонирование колонны	ССНВ, табл. 22	1.0
	Освоение объекта с передвижной установки.	ССНВ, табл. 4	31.3
	Глино-кислотная обработка*	ССНВ, табл. 24	2.3
	Итого по объекту с учетом сменности		34.5	34.5
4	Шаблонирование колонны	ССНВ, табл. 22	1.0
	Освоение объекта с передвижной установки.	ССНВ, табл. 4	31.3
	Глино-кислотная обработка*	ССНВ, табл. 24	2.3
	Итого по объекту с учетом сменности		32.3	32.3
5	Шаблонирование колонны	ССНВ, табл. 22	1.0
	Освоение объекта с передвижной установки.	ССНВ, табл. 4	31.3
	Гидроразрыв пласта	ССНВ, табл. 24	3.8
	Глино-кислотная обработка*	ССНВ, табл. 24	2.3
	Итого по объекту с учетом сменности		36.1	36.1
	Всего по объектам			171.2
* указано справочно, в сметную стоимость не входит.

Продолжительность работы цементировочных агрегатов при испытании скважины в эксплуатационной колонне

Таблица 8.9

Номер объ-екта	Название или шифр	Коли-чество вызо-вов	Источник норм времени	Продолжительность, час
Номер объ-екта	Название или шифр	Коли-чество вызо-вов	Источник норм времени	работы	дежурства
1	2	3	4	5	6

1	ЦА-320 М. Промывка скважины при шаблонировании	1	ЕНВ на испытание tt 39, 41	5.99	849
	ЦА-320 М Приготовление и закачка жидкости перфорации	1	ЕНВ на испытание tt 112,113	5.20
	ЦА-320 М. Смена солевого раствора на воду.	1	ЕНВ на испытание tt 41	4.36
	Установка для свабирования. Снижение уровня.	1	ССНВ, таб. 24	67.20
	ЦА-320 М Глушение скважины.	1	ЕНВ на испытание tt 71, 72	4.11
	ЦА-320 М Опрессовка цеммоста.	1	ЕНВ на испытание tt 79	1.30
2	ЦА-320 М. Промывка скважины прри шаблонировании	1	ЕНВ на испытание tt 39, 41	4.95	757
	ЦА-320 М Закачка жидкости перфорации.	1	ЕНВ на испытание tt 113	3.19
	ЦА-320 М. Смена солевого раствора на воду.	1	ЕНВ на испытание tt 41	4.36
	Установка для свабирования. Снижение уровня.	1	ССНВ, таб. 24	57.60
	ЦА-320 М Глушение скважины.	1	ЕНВ на испытание tt 71, 72	3.94
	ЦА-320 М Опрессовка цеммоста.	1	ЕНВ на испытание tt 79	1.30
3	ЦА-320 М. Промывка скважины при шаблонировании	1	ЕНВ на испытание tt 39, 41	4.95	811
	ЦА-320 М Закачка жидкости перфорации	1	ЕНВ на испытание tt 113	3.19
	ЦА-320 М. Смена солевого раствора на воду.	1	ЕНВ на испытание t 41	3.32
	Установка для свабирования. Снижение уровня.	1	ССНВ, таб. 24	57.60
	ЦА-320 М Глушение скважины.	1	ЕНВ на испытание tt 71, 72	3.94
	ЦА-320 М Опрессовка цеммоста.	1	ЕНВ на испытание tt 79	1.30

Продолжение таблицы 8.9

4	ЦА-320 М. Промывка скважины при шаблонировании	1	ЕНВ на испытание tt 39, 41	4.80	759
	ЦА-320 М Закачка жидкости перфорации	1	ЕНВ на испытание tt 113	3.06
	ЦА-320 М. Смена солевого раствора на воду.	1	ЕНВ на испытание t 41	3.32
	Установка для свабирования. Снижение уровня.	1	ССНВ, таб. 24	57.60
	ЦА-320 М Глушение скважины.	1	ЕНВ на испытание tt 71, 72	3.94
	ЦА-320 М Опрессовка цеммоста.	1	ЕНВ на испытание tt 79	1.30
5	ЦА-320 М. Промывка скважины при шаблонировании	1	ЕНВ на испытание tt 39, 41	4.58	830
	ЦА-320 М Закачка жидкости перфорации	1	ЕНВ на испытание tt 113	2.80
	ЦА-320 М. Смена солевого раствора на воду.	1	ЕНВ на испытание t 41	2.95
	ЦА-320 М. Опрессовка поверхностных коммуникаций	1	ЕНВ на испытание tt 95	1.12
	ЦА-320 М. Опрессовка пакера	1	ЕНВ на испытание tt 96	2.30
	ЦА-320 М. Проведение ГРП	6	ЕНВ на испытание tt 97, 98, 99	13.50
	ЦА-320 М Промывка скважины от проппанта	1	ЕНВ на испытание tt 100	3.42
	ЦА-320 М. Промывка на воду	1	ЕНВ на испытание tt 41	2.27
	Установка для свабирования. Снижение уровня.	1	ССНВ, таб. 24	57.60
	ЦА-320 М Глушение скважины.	1	ЕНВ на испытание tt 71, 72	3.35

Потребное количество материалов для испытания скважины в эксплуатационной колонне

Таблица 8.10

Номер объекта	Название или шифр	ГОСТ, ОСТ, ТУ, МРТУ и т.д. на изготовление	Единица измерения	Потребное количество
1	2	3	4	5
1	Промывка скважины
	Техническая вода	ОСТ 51-01-03-84	м³	55.1
	Перфорационная жидкость
	Техническая вода	ОСТ 51-01-03-84	м³	0.1
	Хлористый калий	ТУ 2184-072-00209527-2001	кг	18
	ЭТН-ПКД-515 Н	ТУ 2458-005-12977543-2003	кг	0.3
	Запас раствора для глушения
	Техническая вода	ОСТ 51-01-03-84	м³	110.2
	Хлористый калий	ТУ 2184-072-00209527-2001	кг	22158
	Солянокислотная обработка (справочно)
	Кислота соляная техническая, концентрация 22%	ТУ 6-01-04689381-85-92	т	2.5
	Катапин-А	ВТУ 32-63	кг	20
	Техническая вода	ОСТ 51-01-03-84	м³	10.0
2	Промывка скважины
	Техническая вода	ОСТ 51-01-03-84	м³	54.7
	Перфорационная жидкость
	Техническая вода	ОСТ 51-01-03-84	м³	0.3
	Хлористый калий	ТУ 2184-072-00209527-2001	кг	64
	ЭТН-ПКД-515 Н	ТУ 2458-005-12977543-2003	кг	1
	Запас раствора для глушения
	Техническая вода	ОСТ 51-01-03-84	м³	109.3
	Хлористый калий	ТУ 2184-072-00209527-2001	кг	21979
	Солянокислотная обработка (справочно)
	Кислота соляная техническая, концентрация 22%	ТУ 6-01-04689381-85-92	т	3.2
	Катапин-А	ВТУ 32-63	кг	18
	Техническая вода	ОСТ 51-01-03-84	м³	7.8
3	Промывка скважины
	Техническая вода	ОСТ 51-01-03-84	м³	53.3
	Перфорационная жидкость
	Техническая вода	ОСТ 51-01-03-84	м³	0.3
	Хлористый калий	ТУ 2184-072-00209527-2001	кг	64
	ЭТН-ПКД-515 Н	ТУ 2458-005-12977543-2003	кг	1
	Запас раствора для глушения
	Техническая вода	ОСТ 51-01-03-84	м³	106.5
	Хлористый калий	ТУ 2184-072-00209527-2001	кг	21415
	Глинокислотная обработка (справочно)
	Кислота соляная техническая, концентрация 22%	ТУ 6-01-04689381-85-92	т	3.2
	Катапин-А	ВТУ 32-63	кг	18
	Бифторид-фторид аммония	ТУ 113-08-544-83	кг	320
	Техническая вода	ОСТ 51-01-03-84	м³	7.8

4	Промывка скважины
	Техническая вода	ОСТ 51-01-03-84	м³	52.6
	Перфорационная жидкость
	Техническая вода	ОСТ 51-01-03-84	м³	0.6
	Хлористый калий	ТУ 2184-072-00209527-2001	кг	122
	ЭТН-ПКД-515 Н	ТУ 2458-005-12977543-2003	кг	2
	Запас раствора для глушения
	Техническая вода	ОСТ 51-01-03-84	м³	105.2
	Хлористый калий	ТУ 2184-072-00209527-2001	кг	21143
	Глинокислотная обработка (справочно)
	Кислота соляная техническая, концентрация 22%	ТУ 6-01-04689381-85-92	т	3.2
	Катапин-А	ВТУ 32-63	кг	18
	Бифторид-фторид аммония	ТУ 113-08-544-83	кг	320
	Техническая вода	ОСТ 51-01-03-84	м³	7.8
5	Промывка скважины
	Техническая вода	ОСТ 51-01-03-84	м³	51.6
	Перфорационная жидкость
	Техническая вода	ОСТ 51-01-03-84	м³	0.3
	Хлористый калий	ТУ 2184-072-00209527-2001	кг	54
	ЭТН-ПКД-515 Н	ТУ 2458-005-12977543-2003	кг	0.8
	Запас раствора для глушения
	Техническая вода	ОСТ 51-01-03-84	м³	103.3
	Хлористый калий	ТУ 2184-072-00209527-2001	кг	20757
	Гидроразрыв пласта
	Вода техническая	ОСТ 51-01-03-84	м3	254
	Гелеобразователь ГПГ-3,3	ТУ 2499-072-17197708-2003	кг	840
	ПАВ-бактерицид (Химеко В)	ТУ 2499-090-17197708-2004	л	100
	Сшиватель-БС-1.3	ТУ 2499-069-17197708-03	л	700
	Деструктор (Химеко В)	ТУ 2499-074-17197708-03	кг	2.5
	Песок ГС-ПК (проппант)	ТУ 39-982-84	т	20
	Глинокислотная обработка (справочно)
	Кислота соляная техническая, концентрация 22%	ТУ 6-01-04689381-85-92	т	3.2
	Катапин-А	ВТУ 32-63	кг	18
	Бифторид-фторид аммония	ТУ 113-08-544-83	кг	320
	Техническая вода	ОСТ 51-01-03-84	м³	7.8

Мероприятия по предупреждению осложнений в процессе установки цементных мостов в эксплуатационной колонне

Таблица 8.11

Осложнения при установке мостов	Наиболее характерные причины осложнений	Мероприятия по предупреждению осложнений
1	2	3
Повышение давления или прихват колонны НКТ	Недостаточное содержание замедлителя схватывания или жидкости затворения – воды.	Жесткий контроль над содержанием реагентов в жидкости затворения и процессом приготовления цементного раствора по плотности и расходу компонентов, приготовление всего объёма раствора в осреднительной ёмкости.
	Образование затрудняющих прокачивание зон смешения цементного раствора с буровым.	Применение буферных жидкостей и разделительных пробок, проверка смесей на загустевание.
	Подъём цементного раствора на значительно большую высоту, чем проектная, вследствие смешения и образования застойных зон	То же, а также применение центраторов, эксцентриков.
	Загустевание цементного раствора при остановках циркуляции.	Проверка рецептуры цементного раствора по показаниям консистометра с учётом давления и температуры.
	Образование застойных зон цементного раствора при вымывании его избытка.	Цементирование, расхаживание колонны НКТ, применение легко разбуриваемых или отсоединяемых хвостовиков.
Низкая прочность или отсутствие цементного камня в проектном интервале установки моста	Повышенное содержание замедлителя схватывания или воды в цементном растворе.	Жесткий контроль за приготовлением цементного раствора
	Смешение цементного раствора с находящейся с ним в контакте жидкостью и низкая точность его продавливания.	Учет потерь на смешение, компенсация неточности при продавливании, применение буферных жидкостей, разделительных пробок и контролирующих устройств, контрольный замер внутреннего объёма колонны НКТ.
	Подсос пластовых флюидов вследствие поршневого эффекта.	Снижение вязкости и СНС бурового раствора, уменьшение зон смешения, снижение скорости подъёма НКТ, применение отсоединяемого хвостовика.
Недостаточная несущая способность и герметичность моста	Малая высота моста и недостаточное сцепление со стенками колонны.	Расчёт высоты моста в соответствии с условиями его эксплуатации и техническими средствами для установки.

Дефектоскопия и опрессовка

Периодичность дефектоскопии принята согласно инструкции «Неразрушающий контроль бурового инструмента и оборудования при эксплуатации. Организация и порядок проведения» (РД 41-01-25-89).

Сроки проведения дефектоскопии бурового оборудования и инструмента

Таблица 9.1

Наименование оборудования, инструмента	Сроки контроля
Наименование оборудования, инструмента	При турбинном бурении	При роторном бурении
1	2	3
Кронблок	1 раз в год	1 раз в год
Талевый блок	1 раз в год	1 раз в год
Крюк	1 раз в год	1 раз в год
Вертлюг: - штроп - ствол переводника	1 раз в год 1 раз в год	Через 6 мес. 1 раз в год
Штропы	1 раз в год	1 раз в год
Элеваторы	1 раз в год	1 раз в год
Узлы буровой лебёдки	1 раз в год	1 раз в год
Машинные буровые ключи	Через 6 мес.	Через 6 мес.
Турбобур: - резьбы - толщина стенок корпуса	При каждом ремонте Каждый шестой ремонт	- -
Бурильные трубы: - мелкие резьбы - замки	Через 6 мес. Через 1 год	Через 3 мес. Через 6 мес.
Утяжелённые бурильные трубы – резьбы	Через 6 мес.	Через 3 мес
Ведущая труба	Через 6 мес.	Через 3 мес
Резервуары, отстойники, трапы, сепараторы, теплообменники, трубопроводы.	Контроль оборудования проводится во время монтажа и ремонта, при этом контролируются дополнительные сварные швы.

Опрессовка оборудования и используемая техника

Таблица 9.2

Вид операции	Наименование контролируемого объекта	Глубина скважины, м / переодичность.	Используемая техника		Давление опрессовки, МПа	Объём работ при выполнении операций
Вид операции	Наименование контролируемого объекта	Глубина скважины, м / переодичность.	тип	Кол-во	Давление опрессовки, МПа	Ед. изм.	Кол-во
1	3	4	5	6	7	8	9
опрессовка	Обвязка бурового насоса	0	ЦА-320	1	29,4	агр-опер.	1
опрессовка	Бурильные трубы	0	ЦА-320	1	31,3	м.	305х2
опрессовка	Обсадные трубы на герметичность перед спуском:
	323,9 мм	50	ЦА-320	1	-	трубы	5
	244,5мм	1000	ЦА-320	1	14,7	трубы	100
	168,3 мм	3100	ЦА-320	1	20,0	трубы	3100
опрессовка	1.Обсадные колонны на герметичность после цементирования:
	244,5мм	1000	ЦА-320	1	13,7	агр-опер.	1
	168,3 мм	3100	ЦА-320	1	19,11	агр-опер.	1
	2. Цем кольцо обсадной колонны: 244,5мм	1000	ЦА-320	1	2,7	агр-опер.	1
	3.Нагнетательная линия от ЦА до цемголовки	до начала цемен-я	ЦА-320	1	29,4	агр-опер.	1
	4. Выкидные линии превентора	1000	ЦА-320	1	10,0	агр-опер.	2
	5.Противовыбросовое оборудование ОКК1-21-168х245 ХЛ	До установки после установки	ЦА-320 ЦА-320	1 1	21,0 19,11	агр-опер агр-опер	1 1
	6.Межколонное пространство	1000	ЦА-320	1	4,9	агр-опер	1
	7.Фонтанная арматура АФК1Э 65х21 ХЛ К1	До установки после установки	ЦА-320 ЦА-320	1 1	На пробное 19,11	агр-опер агр-опер	1 1
	8.Лубрикатор Л-65	после установки	ЦА-320	1	19,11	агр-опер	1
	8.Противовыбросовое оборудование ПМТ2 – 156 х 21	До установки после установки	ЦА-320 ЦА-320	1 1	21,0 19,11	агр-опер агр-опер	1 1
Дефектоско-пия	Бурильные трубы	до начала работ	Дефект. лабор.	1		концы труб	305х2

Сроки проведения дефектоскопии бурового оборудования и инструмента.

Таблица 9.3

Наименование оборудования, инструмента	Сроки контроля
Наименование оборудования, инструмента	При турбинном бурении	При роторном бурении
1	2	3
Кронблок	1 раз в год	1 раз в год
Талевый блок	1 раз в год	1 раз в год
Крюк	1 раз в год	1 раз в год
Вертлюг: - штроп - ствол переводника	1 раз в год 1 раз в год	Через 6 мес. 1 раз в год
Штропы	1 раз в год	1 раз в год
Элеваторы	1 раз в год	1 раз в год
Узлы буровой лебёдки	1 раз в год	1 раз в год
Машинные буровые ключи	Через 6 мес.	Через 6 мес.
Турбобур: - резьбы - толщина стенок корпуса	При каждом ремонте Каждый шестой ремонт	- -
Бурильные трубы: - мелкие резьбы - замки	Через 6 мес. Через 1 год	Через 3 мес. Через 6 мес.
Утяжелённые бурильные трубы – резьбы	Через 6 мес.	Через 3 мес
Ведущая труба	Через 6 мес.	Через 3 мес
Резервуары, отстойники, трапы, сепараторы, теплообменники, трубопроводы.	Контроль оборудования проводится во время монтажа и ремонта, при этом контролируются дополнительные сварные швы.

Обоснование типа буровой установки

В соответствии с п.2.5.6 [45] нагрузка на крюке не должна превышать 60 % «Допустимой нагрузки на крюке» от расчетной массы бурильной колонны, 90 % от расчетной массы самой тяжелой обсадной колонны, а при ликвидации аварий (прихватов) не должна превышать величину параметра «Допустимая нагрузка на крюке». Выбор производится по большей из указанных нагрузок.

Для буровой установки «Уралмаш 3Д-76» при оснастке 5 х 6 грузоподъёмность будет составлять 200 тс.

l) Q_max = 0.6 x 200 = 120 тс.

Масса бурильной колонны (см. табл 6.6)

Q_б_yp_.к. = 73,66 тс;

103,7 тс < 120 тс

2) Q_max = 0,9 200 = 180 тс;

Масса самой тяжелой обсадной колонны (см. табл. 7.6)

Q_o_б_c_.к. = 111,9 тс;

111,9 тс < 180.

Следовательно, параметры буровой установки «Уралмаш 3Д-76» соответствуют возникающим нагрузкам при строительстве скважины.

При выборе типоразмера и модели буровой установки следует учитывать следующие условия:

- геологическую задачу;

- проектную глубину и конструкцию скважины;

- план движения буровых установок в подрядной буровой организации на 2014 год;

- климатические, энергетические, дорожно-транспортные и другие условия.

Учитывая вышеизложенное и технические характеристики буровых установок, бурение скважины № 6 Южно-Майского месторождения глубиной 3100 м проектируется производить буровой установкой «Уралмаш 3Д-76».

Грузоподъёмность установки 2000 тс, условная глубина бурения 4000м.

Тип привода – дизельный (В2-450 АВС 3 – 5 шт).

Насосы – УНБ-600 А; - 2 шт.

Вышка – ВБ-53 х 320;

Основание – ОБ-53.

Консервация (ликвидация) скважины
1. Обоснование критериев ликвидации и консервации скважин

Все категории скважин, а именно: опорные, параметрические, структурные, поисково-оценочные, разведочные, эксплуатационные и специальные, строящиеся для геологического изучения регионов, поисков, разведки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, подлежат ликвидации и консервации в соответствии с порядком, установленным «Инструк¬цией о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов», ут¬верждённой Постановлением Госгортехнадзора России № 22 от 22.05.2002 г.

В данном разделе рассматривается комплекс технологических, организационных, экологических и других мероприятий, связанных с ликвидацией и консервацией разведочной скважины № 6 Южно-Майского месторождения.

Ликвидация скважины

Общий порядок и технические требования по переводу скважин в состояние ликвидации, обеспечивающее сохранность недр, безопасность жизни и здоровья населения, охрану окружающей природной среды, зданий и сооружений в зоне влияния ликвидируемых скважин, регламентируются «Инструкцией о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов» (далее по тексту «Инструкция о порядке ликвидации...»). Все ликвидируемые скважины, в зависимости от причин ликвидации, подразделяются на 4 категории:

I- скважины, выполнившие своё назначение:

II- скважины, ликвидируемые по геологическим причинам;

III- скважины, ликвидируемые по техническим причинам:

IV - скважины, ликвидируемые по технологическим, экологическим и другим причинам.

В свою очередь каждая категория подразделяется на подгруппы.

Для скважин находящихся в бурении (строительстве) основным критерием ликвидации служит невозможность дальнейшего строительства по геологическим, техническим, технологическим, экологическим или другим причинам.

Поисковые, оценочные, эксплуатационные скважины наиболее часто ликвидируются по следующим категориям:

по категории II-а - скважины, доведённые до проектной глубины, но оказавшиеся в неблагоприятных геологических условиях, то есть в зонах отсутствия коллекторов, законтурной области нефтяных и газовых месторождений, давшие непромышленные притоки нефти, газа, воды, а так же скважины, где были проведены работы по интенсификации притока, которые не дали результатов;

по категории III-а - скважины, на которых возникли открытые фонтаны, пожары, следствием которых явилась потеря ствола скважины, а также аварии с бурильным инструментом, техническими или эксплуатационными колоннами, внутрискважинным и устьевым оборудованием, геофизическими приборами и кабелем, аварии из-за некачественного цементирования. В случаях, когда в исправной части ствола скважины (выше аварийной части) имеются продуктивные горизонты промышленного значения, подлежащие в соответствии с технологическими документами на разработку месторождений отработке этой скважиной, ликвидируется в установленном порядке только аварийная часть ствола, а исправная передаётся добывающему предприятию;

по категории IV-в - скважины, законсервированные в ожидании организации добычи (срок консервации составляет 10 и более лет и в ближайшие 5 лет не предусмотрен их ввод в эксплуатацию, или по данным контроля за техническим состоянием колонны и цементного камня дальнейшая консервация нецелесообразна.

Ликвидация скважин подразумевает проведение изоляционно-ликвидационных работ в стволе скважины и оборудование устья скважины, а также проведение рекультивационных работ, оформленных соответствующим актом.

Ликвидационные работы могут проводиться как при помощи буровых установок, так и с использованием передвижных установок (А-50У и др.), смонтированных согласно существующим требованиям в соответствии с техническими нормами (ПБ 08-624-03, РД 153-39-023-97). Персонал, допущенный к работам по ликвидации должен соответствовать требованиям Положения о порядке подготовки и аттестации работников организаций, эксплуатирующих опасные производственные объекты, подконтрольные территориальным органам Ростехнадзора.

Оборудование ствола ликвидируемой скважины

Оборудование ствола при ликвидации проектной скважины по категории II-а со спущенной эксплуатационной колонной диаметром 168 мм заключается в установке цементных мостов в следующих интервалах:

- против интервала перфорации IV объекта: 2676-2691 м (пласт Ю₁^3-4) с перекрытием зоны перфорации ниже на 20м и выше на 50м (2626-2711 м);

- в интервале башмака кондуктора, высотой 50 м (950-1000 м)

Интервалы установки цементных мостов уточняются по фактическому вскрытию пластов и спусков колонн.

После установки цементного моста проводится его испытание опрессовкой, выполняются исследования по определению высоты подъёма цемента и качества сцепления цементного камня с колонной разгрузкой НКТ на 2т.

Перечень объема работ, расходных материалов и технических средств, используемых при ликвидации проектной скважины приведены в таблицах 11.1 -11.3.

Исходная информация для разработки операций по ликвидации скважины.

Таблица 11.1

№ п/п	Параметры колонны, оставляемой в скважине					Интервал установки цементных мостов (по стволу), м
	Наименование обсадной колонны	Наружный диаметр, мм	Тол-шина стенки. мм	Интервал (по стволу), м		Интервал установки цементных мостов (по стволу), м
	Наименование обсадной колонны	Наружный диаметр, мм	Тол-шина стенки. мм	от (верх)	до (низ)	от (верх)	до (низ)
1	Кондуктор	244,5	7,9	0	1000	950	1000
2	Эксплуатационная	168,3	8,9 8,9	0 2460	2460 3100	2626	2711

Перечень и объемы работ по ликвидации скважины

Таблица 11.2

№ п/п	Наименование и характеристика работ	Единица измерения	Объем работ
1	2	3	4
1	Установка цементного моста в интервале перфорации IV объекта в эксплуатационной колонне (168,3 мм) – в интервале 2626 – 2711 м	м	85
3	Установка цементного моста в интервале башмака предыдущей колонны – кондуктора (950-1000)	м	50
4	Заполнение интервала 0-30 м незамерзающей нейтральной жидкостью (дизтопливо)	м	30
5	Установка на устье скважины бетонной тумбы размером 1x1x1 м с репером 0,5 м с метатлической таблицей.	шт	1

Расходные материалы, технические средства используемые при ликвидации скважины и продолжительность работ

Таблица 11.3

№ п/п	Наименование материалов и технических средств	Единица прения	Количество	Продолжительность работ, сутки (СНВ, т.22, 25)
1	2	3	4	5
1	Глушение скважины: - буровой раствор + СНПХ-ПКД-515	м³	Данные приведены в разделе испытания IV объекта
	Установка цементного моста в интервале перфорации IV объекта в эксплуатационной колонне (168,3 мм) – в интервале 2626 – 2711 м	м³
	- техническая вода	м³
	- ПЦТ I-100	т
3	Установка цементного моста в зоне башмака предыдущей колонны – кондуктора (950-1000 м):	м³	0,89	1,5
	- техническая вода	т	1,5
	- ПЦТ I-100	т	1,2

Продолжение таблица 11.3

1		2	3		4	5
4		Заполнение интервала 0-30 м незамерзающей нейтральной жидкостью:	м³		0,5	0,2 Местные нормы
		- дизтопливо	м³		0,5
5		Установка на устье скважины бетонной тумбы размером 1x1x1 м с репером 0,5 м (затворение цем.раствора, ожидание затвердения):	м³		1,00	0.08 Местные нормы времени
		- техническая вода	м³		0,58
		- ПЦТ 1-100	т		1,32
		Всего				-
		- техническая вода	м³		3,9
		- ПЦТ I-100	т		4,48
		- дизтопливо	м³		0,5
Всего:						7,4 сут.
Технические средства
1	Цементировочный агрегат ЦА-320М		шт.	1

При отсутствии цементного камня за эксплуатационной колонной ниже башмака промежуточной колонны и наличии в данном интервале пластов-коллекторов, содержащих минерализованную воду или углеводороды, а так же при выявлении интервалов заколонных перетоков производится перфорация колонны и цементирование под давлением с установкой цементного моста в колонне, перекрывающего указанный интервал, на 20 м выше и ниже. После установки цементного моста проводится его испытание опрессовкой, выполняются исследования по определению высоты подъёма цемента и качества сцепления цементного камня с колонной и породой (запись термометрии, АКЦ, СГДТ).

Ликвидация скважин со смятой эксплуатационной колонной производится путём установки цементных мостов в интервалах перфорации и смятия колонн, на 20 м ниже и на 100 м выше этих интервалов перфорации и смятия колонн.

Оборудование устья ликвидированной скважины

После установки и проверки цементных мостов на кондукторе устанавливается заглушка (или глухой фланец) с вваренным патрубком и вентилем.

На устье ликвидированной скважины устанавливается бетонная тумба размером 1x1x1 м с металлическим репером высотой не менее 0,5 м и металлической таблицей, на которой электросваркой указывается номер скважины, месторождение (площадь), предприятие недропользователь, дата ликвидации скважины.

Заглушка покрывается материалом, предотвращающим её коррозию, и устье скважины засыпается землёй.

Выкопировка плана местности с указанием местоположения устья ликвидированной скважины передаётся землепользователю, о чём делается соответствующая отметка в деле скважины и акте на рекультивацию земельного участка.

Перечень и порядок оформления документов на ликвидацию скважины

По окончании работ по ликвидации скважины геологическая служба сервисной организации на основании актов за подписью исполнителей составляет схему оборудования ствола и устья ликвидированной скважины, которая хранится в деле скважины, где указываются диаметр и глубина спуска колонн, высота подъёма цемента, интервалы перфорации и цементных мостов, вид жидкости, заполняющей ствол скважины.

По завершении работ по ликвидации скважины составляется Акт на ликвидацию скважины, а так же акт на проведённые работы по рекультивации земель (в зимний период графики проведения работ и обязательства) которые предоставляются в территориальные органы Ростехнадзора.

Дополнительно к Акту на ликвидацию скважины и других вышеперечисленных документов материалы по ликвидации скважины включают в себя:

а) справку, содержащую сведения об истории бурения (с указанием дат начала и прекращения бурения, испытания, работ по ликвидации аварии), эксплуатации, включая основные показатели, характеризующие эксплуатацию скважины (дебиты. давления, накопленные отборы нефти, газа и жидкости), проводимых капитальных ремонтах, переводах и приобщениях, проектной и фактической конструкции, причинах отступления от проекта, причинах ликвидации скважины (с обоснованием);

б) выкопировку из структурной карты с указанием проектного и фактического положения устья и забоя;

в) сведения о том, когда и кем составлен проект строительства данной скважины, кто его утверждал;

г) справку о фактической и остаточной стоимости скважины;

д) диаграммы стандартного каротажа с разбивкой на горизонты и заключением по всем вскрытым продуктивным пластам, а так же заключения по проверке качества цементирования (АКЦ. СГДТ);

е) результаты опрессовки колонн и цементных мостов на основании актов за подписью исполнителей;

ж) результаты проверки технического состояния обсадных колонн на основании актов за подписью исполнителей;

з) заключение научно-исследовательской организации, осуществляющей разработку проектной документации.

Ликвидация законченной строительством скважины считается завершенной после подписания акта о ликвидации недропользователем и территориальным округом Ростехнадзора. Эти документы являются основанием для списания затрат пользователя недр, а так же списания с баланса предприятия стоимости ликвидированного объекта в порядке, установленном действующим законодательством.

Консервация скважины

Консервация скважины подразумевает проведение работ по консервации ствола и соответствующее оборудование устья скважины.

По состоянию строящейся проектной скважины технологические и технические решения по консервации могут предусматривать следующие варианты: консервация скважин в процессе строительства; консервация скважин, законченных строительством (испытанием).

Консервация скважины в процессе строительства

Для консервации скважины в процессе строительства с открытым стволом (без спуска обсадной колонны) выполняются следующие операции:

- спустить бурильный инструмент с «воронкой» до забоя скважины, промыть скважину и довести параметры бурового раствора до значений, регламентированных проектом на строительство скважины;

- поднять бурильные трубы в башмак кондуктора, верхнюю часть колонны в интервале 0-30 м заполнить незамерзающей жидкостью;

- загерметизировать затрубное пространство закрытием превентора, трубного пространства - установкой на верхнюю бурильную трубу шарового крана и обратного клапана с устройством, позволяющим производить прямую промывку скважины:

- осуществить проведение консервации бурового оборудования в соответствии с п. 2.7.1.11 «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности». При этом необходимо: - спустить в скважину бурильные трубы на глубину спуска кондуктора (технической колонны). Навернуть на верхнюю бурильную трубу шаровой кран и обратный клапан;

-загерметизировать затрубное пространство скважины с помощью превенторной установки:

-ведущую трубу с вертлюгом спустить в шурф. Отсоединить буровой шланг от вертлюга;

-уложить крюк и талевой блок (крюкоблок) на пол буровой площадки. Растормозить буровую и вспомогательную лебедки:

-спустить воздух из пневмосистемы буровой установки;

-слить жидкость из нагнетательного трубопровода и продуть его сжатым воздухом. Извлечь из бурового насоса всасывающие и нагнетательные клапаны;

-обесточить буровую установку (при дизельном приводе - перекрыть топливопровод);

укрепить на устье скважины металлическую табличку с указанием номера скважины, месторождения (площади), времени начала и окончания консервации скважины и организации-владельца;
обеспечить охрану объекта и контроль за устьем скважины.

Для консервации скважины со спущенной (неперфорированной) эксплуатационной колонной выполняются следующие операции:

спуск в скважину бурового инструмента или колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) до искусственного забоя;
обработка бурового (солевого) раствора в процессе промывки с доведением его параметров до проектных значений:
подъём колонны труб на 50 м от забоя, заполнение верхней части скважины незамерзающей жидкостью 0-30 м;
герметизация затрубного и трубного пространства закрытием задвижек фонтанной арматуры, снятие штурвалов, установка заглушек или глухих фланцев;
при планировании проведения испытания с передвижной установки провести демонтаж бурового оборудования, оградить устье скважины;
укрепить на устье скважины (или на ограждении) металлическую табличку с указанием номера скважины, месторождения (площади), времени начала и окончания консервации, организации-владельца;

обеспечить охрану объекта и контроль за устьем скважины.

Консервация скважины, законченных строительством (испытанием)

Консервация проектной скважины, законченной строительством (испытанием) выполняется по следующему плану работ:

глушение скважины обратной промывкой буровым раствором обработанным ингибиторами коррозии с плотностью равной плотности при вскрытии пласта.
спуск НКТ, оборудованных "воронкой" на 10-20 м ниже отверстий перфорации (ниже пласта);
установка прямой промывкой в интервале перфорации (пластов) специального раствора VIP-120, обеспечивающего сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта и исключающей коррозионное воздействие на колонну:
подъём НКТ на 50м выше интервала перфорации (пласта), установка консервационног моста в интервал: 2626-2676 м. Заполнение верхней части скважины незамерзающей жидкостью в интервале 0-30 м. Интервал установки цементных мостов уточняется по фактическому вскрытию продуктивных пластов и в зависимости от длительности консервации, что предусматривается планом работ;
герметизация затрубного и трубного пространства закрытием задвижек фонтанной арматуры, снятие штурвалов, манометров, установка заглушек или глухих фланцев;
защита устьевого оборудования от коррозии;
установка металлического ограждения устья скважины размером 2x2 м согласно п. 3.3.2.3. «Инструкция о порядке ликвидации...», укрепить на ограждении металлическую табличку с указанием номера скважины, месторождения (площади), времени начала и окончания консервации, предприятия недропользователя;
проведение рекультивационных работ с составлением акта и планировки при скважинной территории.

Консервационный цементный мост устанавливается выше интервала перфорации на 50 м, мощностью 50 м с составлением всех необходимых актов (на установку цементного моста. опрессовку и контрольный замер кровли). Герметичность моста определяется гидравлическим испытанием на давление, не превышающее давление опрессовки эксплуатационной колонны, кровля моста определяется разгрузкой НКТ не более 2 тс.

Перечень объема работ, расходных материалов и технических средств, используемых при консервации проектной скважины приведены в таблицах 11.4 - 11.6.

Исходная информация для разработки операций по консервации скважины

Таблица 11.4

№ п/п	Параметры колонны, оставляемой в скважине					Интерват установки цементных мостов (по стволу), м
	Наименование обсадной колонны	Наружный диаметр, мм	Тол-шина стенки. мм	Интервал (по стволу), м		Интерват установки цементных мостов (по стволу), м
	Наименование обсадной колонны	Наружный диаметр, мм	Тол-шина стенки. мм	от (верх)	до (низ)	от (верх)	до (низ)
1	Кондуктор	244,5	7,9	0	1000	-	-
2	Эксплуатационная	168,3	8,9 8,9	0 2460	2460 3100	2626	2676

Перечень и объемы работ по консервации скважины

Таблица 11.5

п/п	Наименование и характеристика работ	Единица измерения	Объем работ
1	2	3	4
1	Глушение скважины (буровой раствор)	м³	55,1
2	Заполнение интервала перфорации специальной жидкокостью (VIP-120), обеспечивающую сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта. (в ин-ле продуктивного от забой + 50м выше кровли пласта)	м³	9,5
3	Установка цементного моста в интервале 2626 - 2676 м	м	50
4	Заполнение интервала 0-30 м незамерзающей нейтральной жидкостью (дизтопливо)	м³	0,2
5	Установка металлического ограждения размером 2x2 на устье скважины	ограждение	1

Расходные материалы, технические средства, используемые при консервации скважины и продолжительность работ

Таблица 11.6

№ п/п	Наименование материалов и технических средств	Единица измерения	Количество	Продолжительность, сутки (СНВ, т.22)
1	2	3	4	5
1	Глушение скважины: - техническая вода	м³	Данные приведены в разделе на испытание IV объекта
2	Заполнение интервала перфорации специальной жидкостью (VIP-120).	м³
3	Установка цементного моста выше зоны перфорации:	м³
	- техническая вода	м³
	- ПЦТ I-100	т
4	Заполнение интервала 0--30 м незамерзающей нейтральной жидкостью:	м³	0,5	0,6
	- дизтопливо	м³	0,5
5	Герметизация затрубного и трубного пространства закрытием задвижек фонтанной арматуры, снятие штурвалов, манометров, установка заглушек или глухих фланцев	ФА	1	1,0
6	Установка металлического ограждения устья скважины 2м х 2 м	ЕРЕР 49-509	сут	0,5
Всего:					6,48 сут.
Технические средства
1	Цементировочный агрегат ЦА-320М	шт	1

Перечень и порядок офрмления документов на консервацию скважины

По окончании работ по консервации скважины геологической службой сервисной организации составляется схема оборудования ствола и устья скважины, которая хранится в деле скважины.

По завершении работ по консервации скважины составляется Акт на консервацию скважины, который предоставляется в территориальный округ Ростехнадзора. К Акту на консервацию прилагаются:

- акт обследования технического состояния скважины;

- выкопировка из структурной карты с указанием проектного и фактического положения устья и забоя скважины;

- сведения о том, когда и кем составлен проект на консервацию.

Продление сроков консервации скважины, законченной строительством и принятой на баланс, а так же скважин, находящихся в процессе строительства и законченных строительством, осуществляется предприятием недропользователем в порядке, установленном им и согласованным с территориальными органами Ростехнадзора.

Срок продления консервации не может превышать 5 лет.

На согласование направляется Акт на продление срока консервации с приложением акта обследования технического состояния скважины.

Учёт, охрану и контроль состояния устья законсервированной скважины и необходимые ремонтные работы при обнаружении неисправностей и нарушений требований охраны недр осуществляет предприятие недропользователь в порядке, разработанном службой главного инженера.

Продолжительность строительства скважины

Таблица 12.1

№ п\п	Наименование работ	Продолжительность с К=1.05, сут.	Обоснование
1	Монтаж буровой установки БУ 3Д-76 -повторный блочный монтаж	46,7	УКР-49-1-23, ЕНВ на монтаж*
2	Подготовительные работы	4,0	п.13.4."Инстр-ции о составе...
3	Бурение под направление и крепление	0,99	нормативная карта
4	Бурение под кондуктор и крепление	7,07	нормативная карта
5	Бурение под эксплуатационную колонну и крепление	34,29	нормативная карта
7	Испытания в процессе бурения	отсутствуют	Том 5.7 ИОС, глава 8.
8	Испытание в колонне:	171,2	Том 5.7 ИОС, глава 8.
9	Ликвидация и консервация	7,4 (6,48)	Том 5.7 ИОС, глава 12.
10	Демонтаж	11,20	см.п.1**
11	ВСЕГО:	283,6

Продолжительность бурения и крепления по интервалам глубин

Таблица 12.2

№ п\п	Наименование работ	Интервал, м		Мощность, м	Продолжительность, час	Продолжительность, сут
№ п\п	Наименование работ	от	до	Мощность, м	проектн.	проектн.
1	2	3	4	5	6	8
1	Бурение под направление	0	50	50	7,2	0,30
2	Крепление направлением	0	50	50	16,56	0,69
3	Бурение под кондуктор	50	1000	950	78,72	3,28
4	Крепление кондуктором	0	1000	1000	90,96	3,79
5	Бурение под эксплуатационную колонну	1000	3100	2100	685,44	28,56
6	Крепление эксплуатационной колонной	850	3100	2250	137,52	5,73
7	ИТОГО:				1016,4	42,35

Механизация и автоматизация технологических процессов, средства контроля и диспетчеризации

Средства механизации и автоматизации

Таблица 13.1

№	Наименование приспособлений и устройств	Шифр	Номера чертежей или технические условия
№	Наименование приспособлений и устройств	Шифр	Номера чертежей или технические условия
1	Пневматический клиновой захват или механизм для удержания труб	ПКРО-560	ТУ 26-02-4-75, изм. №1-1979
2	Пневматический буровой ключ	АКБ-3М2	ТУ 26-02-28-79
3	Пневматический раскрепитель резбовых соединений бурильных труб	ПРС-1 ПРС-2
4	Влагоотделитель для пневмосистемы
5	Крюк двурогий ( для подтаскивания бурильных труб, инструмента и вспомогательных работ)	КД-3	ТУ 39-01-06-704-81
6	Вилка для захвата вкладышей ротора
7	Механизм для крепления, перепуска и измерения нагрузки неподвижной ветви талевого каната	МПКД-1	ТУ 39-01-245-76
8	Ограничитель подъема талевого блока	ОТБ-3Д	ТУ 39-01-05-502-79
9	Отключатель буровой лебедки при перегрузке талевой системы вышки	ОБЛ	ТУ 39-01-05-522-79
10	Приспособление для правильной намотки каната на барабан лебедки	ПНК	ТУ 39-01-221-76
11	Ключ для загибания шплинтов роликовых и втулочных цепей		ТУ 39-033-74
12	Приспособление для стягивания втулочно-роликовых цепей		черт.№360.000СБ (ВНИИТБ)
13	Очиститель бурильных труб		ТУ 39-01-253-76
14	Предохранитель к манометрам буровых насосов	ПМ-250	ТУ 39-01-05-367-78
15	Ролик предохранительный 2-го пояса для трубных буровых вышек	РПБ	ТУ 26-02-483-73
16	Комбинированный колпачок для перемещения долот	ММБ9-3-121	ТУ 39-01-324-77
17	Приспособление для отвинчивания 3-х шарошечных долот	ОТД	черт.№360.000СБ (ВНИИТБ)
18	Успокоитель талевого каната	УТК	ТУ 39/5-350-75
19	Стяжка для растяжных канатов вышек	СРК	ТУ 39-01-223-76
20	Устройство против разбрызгивания бурового раствора		ТУ 39-01-684-81
21	Пусковая задвижка с дистационным управлением	ДЗУ	ТУ 26-02-8-72
22	Предохранительный клапан со срезающим шплинтом (для сбора жидкости из нагнетательного трубопровода буровых насосов при превышении давления выше допустимого)	АКШ-1	по черт.ВостНИИТБ
23	Устройство переговорное сигнализирующее (для буровых бригад)		по черт.ВостНИИТБ
24	Подсвечник с подогревом (при работе на севере)		ТУ 41-01-350-78
25	Таль ручная
26	Съемник гидравлический для буровых насосов У8-6М, У8-УМА1, У8-6МА2, БРН-1, УНБ-600А		СГ2-00.000СБ
27	Устройство для безопасной смены резинового разделителя воздушных колпаков бурового насоса		ТУ 39-01-05-849-83
28	Приспособление против скатывания труб со стеллажей
29	Накаты трубные

Продолжение таблицы 13.1

1	2	3	4
30	Крюк для подвески штропов		ТУ 39-01-05-405-79
31	Приспособление для рубки стальных канатов		ТУ 39-01-05-335-77
32	Приспособление для смены талевого каната		ЧЕРТ. №906 (ВНИИБТ)
33	Устройство для долива скважины при подъеме бурильного инструмента		ТУ 26-16-7-76.
34	Приспособление для надевания предохранительных колец на бурильные трубы
35	Устройство по предупреждению включения ротора при снятых ограждениях и поднятых клиньях ПКР

Средства контроля параметров процесса бурения

Таблица 13.2

№	Наименование	Тип , марка	Кол-во, шт
1	2	3	4
	Компьютизированная станция геолого-технических исследований и управлением процессом бурения	"Разрез - 2" или (СИБ-КУБ)
	Постоянно котролируемые параметры:
	-вес на крюке с регистрацией;
	-плотность бурового раствора с регистр.
	-расход бурового раствора на входе и выходе из скважины;
	-давление на манифольде;
	-уровень раствора в приёмных ёмкостях;
	-крутящий момент на раторе;
	-загазованность воздушной среды
	Пульт контроля процесса бурения	ПКБ - 2	1
	Гидравлический индикатор веса	ГИВ - 6 -1	1
	Датчик веса	ДВР - 2Б	1
	Манометр	МТС-7104	1
	Манометр нагнетательной системы	МТ - 400	2
	Манометр пневмосистемы	МТ - 16	1
	Электроконтактный манометр испол. Ех	ЭКМ	1
	Расходомер	РГР - 7	1
	Указатель уровня в приёмных ёмкостях	УП - 11М	1
	Станция контроля цементирования	КСКЦ-01	1
	Лаборатория дефектоскопии.	ПКДЛ - 1	1
	Лаборатория глинистых растворов	ЛГР-3	1
	Прибор ВИКА		1
	Автоматическая газокаротажная станция	АГКС-4АЦ	1
	Указатель уровня в доливной ёмкости.	УП - 11М с СС-1	1
	Прибор громкоговорящей связи	ПГС-10	1
	Измеритель потока бурового раствора на выходе из скважины.	ДРУ
	Измеритель потока бурового раствора на выходе из скважины.	DFM 4 ДТР	1
	Пульт управления ПВО	ГУП 100 БР	1
	Отключатель буровой лебёдки при перегрузке талевой системы	ОБЛ	1
	Блокирующее устройство по отключению привода насоса при повышении давления в нагнетательном трубопроводе на 10-15% выше максимального рабочего	ЭКМ-250	1

Продолжение таблицы 13.2

Измеритель уровня раствора в доливной емкости со звуковой и световой сигнализацией

УП-11М с СС-1

***

Звуковая и световая сигнализация при загазованности воздушной среды

Примечание:

1.Оборудование киПиА

Все оборудование КИПиА, средства измерения применяемое на объектах подконтрольных органам Ростехнадзора, должно иметь сертификаты соответствия, разрешения на применение на указанных объектах, согласно п. 2.5.3 ПБ 08-624-03, приказ Федерального агентства по техническому регулированию от 18.12.2007 г. № 3589, постановление Правительства РФ от 01.12.2009 г. № 982;

Электрические приборы и аппараты устанавливаются в соответствии с требованиям ПУЭ по степени взрывозащиты соответствующей категории и группе взрывоопасных смесей помещений и пространств буровой установки и привышечных сооружений;

Измерительные приборы (манометры, датчики, регуляторы и т.д.) используемые на буровой установке и привышечных сооружениях устанавливаются с разделителями сред, предназначенными для эксплуатации в диапазоне рабочих температура -50 +200^оС; (п. 2.301, ВНТП 3-85);

По результатам инженерных изысканий и метеорологическим исследованиям район работ является резко континентальным приборы средств автоматизации применяются в климатическом исполнении группы УХЛ

*Приборы контроля количества доливаемого и вытесняемого раствора представляют собой комплекс приборов - уровнемеры, электронный анализатор, звуковой световой сигнализатор;

** При достижении 10% нижнего предела воспламенения смеси воздуха с углеводородами - должен включаться предупредительный сигнал, при достижении 50% - должно быть обеспечено полное отключение оборудования и механизмов;

Приборы автоматики и пожарной сигнализации, аварийной вентиляции, а также системы контроля газосодержания в опасных зонах относятся к I категории по надежности электроснабжения и питание этих электроприемников осуществляется от вводно-распределительных устройств (ВРУ), расположенных в местах установки через АВР.

2.Кабельные линии автоматизации

Кабельные линии систем автоматизации выполняются бронированными кабелями, и приняты марки ВБбШнг-хл, круглый в сечении с медными жилами, не распространяющий горение, с исполнением «нг-LS» и «нг-FRLS» в зависимости от назначения, ВВГнг-хл, КГ-хл. (ГОСТ 53315-2009),

Все оборудование средств автоматизации во взрывоопасной зоне любого класса подлежат заземлению (занулению) со стационарным контуром заземления, выполненным согласно ПУЭ. п. 7.3.134 ПУЭ 6-е изд;

Схема питания, напряжение, род тока и аппаратуры системы автоматизации согласовываются с системой электроснабжения автоматизируемого объекта;

Питание средств автоматизации осуществляется по отдельным питающим линиям от распределительных щитов (источников питания) системы электроснабжения; (п.п. 1.7, 1.8 ВСН 281-75);

Контрольные кабели автоматики и связи, в местах жесткого крепления предохранять при помощи эластичных прокладок;

В местах, где возможны механические повреждения контрольные и силовые небронированные кабели всех исполнений сечением 16 мм2 и более прокладывать по лоткам или перегородкам, установленных на металлических опорах (2.3.123 ПУЭ);

Минимальная высота кабельной эстакады в непроезжей части территории объекта не менее 2,5 м от планировочной отметки земли (п. 2.3.133 ПУЭ);

Внутри помещений пересечения кабелями проходов выполнить на высоте не менее 1,8 м от пола;

Рабочие и резервные кабели, питающие электроприемники I категории, проложить на разных горизонтальных уровнях и разделить несгораемыми перегородками с пределом огнестойкости не менее 0,25 ч (п. 2.3.120 ПУЭ);

Внутри коробов установить огнепреградительные пояса: на вертикальных участках - на расстоянии не более 20 м, а также при проходе через перекрытие; на горизонтальных участках - при проходе через перегородки (п.2.3.124 ПУЭ);

В местах прохождения кабельных каналов, коробов, кабелей и проводов через строительные конструкции с нормируемым пределом огнестойкости предусмотреть кабельные проходки (уплотнения) с пределом огнестойкости не ниже предела огнестойкости данных конструкций. (ст 82 ФЗ № 123 от 22.07.08). Для предотвращения проникновения и скопления воды и распространения пожара в местах прохода зазоры между проводами, кабелями и трубой (коробом, проемом и т. п.), заделываются легко удаляемой массой из несгораемого материала (песок с цементом или глиной) СНиП 3.05.06-85 п.3.65. Заделка должна допускать замену, дополнительную прокладку новых проводов и кабелей и обеспечивать предел огнестойкости проема не менее предела огнестойкости стены (перекрытия). ПУЭ п.2.1.58.

3. Дизель-электростанция:

3.1 ДЭС поставляются блочно-комплектного исполнения второй степени автоматизации согласно п. 6.3.11 таблицы 5 ГОСТ 53174-2008.

4. Котельная:

4.1 Котельная обслуживается 2-мя операторами в круглосуточном режиме, посменно;

4.2 В заводском комплекте блок-бокса котельной установки предусмотрена защита оборудования (автоматика безопасности). Система автоматического управления обеспечивает выполнение следующих функций:

- поддержание в заданных пределах уровня воды в котле;

- защиту котла при повышении давления пара выше допустимого, спуске воды ниже низшего аварийного уровня, короткого замыкания или перегрузке эл. двигателей, погасания пламени горелки;

- подачу звуковой сигнализации при падении уровня воды ниже низшего аварийного уровня, уровня воды в котле выше верхнего аварийного уровня, повышении давления пара выше допустимого;

- световую сигнализацию положения уровня воды и наличия напряжения в сети;

- световую и звуковую сигнализацию при концентрации СО от 20 до 100 мг/м3.

автоматическое регулирование рабочих параметров, контроль, сигнализация

В блок-модуле котельной заводского исполнения предусмотрена установка клапана-отсекателя, который автоматически прекращает подачу топлива к горелке при:

а) погасании факела горелки, отключение которой при работе котла не допускается;

б) повышении давления пара при работе котельной без постоянного обслуживающего персонала;

в) повышении или понижении уровня воды в барабане;

г) неисправности цепей защиты, включая исчезновение напряжения.

д) при загазованности помещения по, окиси углерода, равной 10 % НКПР или ПДК;

Средства контроля воздушной среды

Таблица 13.3.

Наименование, тип, вид, шифр		Кол-во, шт	Места установки датчиков стационарного газоанализатора
1		2	3
1	Стационарный сигнализатор СТМ-010	11	Первичные приборы-датчики ДВК располагаются в местах наиболее вероятного появления загазованности (согласно РД БТ 39-0147171-003-88). Датчики СТМ-010 откалиброванные на наличие содержания в воздухе паров метана должны быть установлены на верхней балке потолочного перекрытия: в вышечно-лебедочном блоке, возле основания вышки - у ротора - 1 шт, в блоке приготовления раствора -1 шт., в блоке ЦСГО - 2 шт. - возле насосов и вибросита, в насосном блоке - 2 шт. - возле насосов, в емкостном блоке - 2 шт. Датчики СТМ-010 откалиброванные на наличие содержания в воздухе паров ЛВЖ должны быть установлены: в емкостном блоке - 5 шт., на высоте 0,5 м от люков емкостей. Газоанализаторы ДВК 1 обеспечивают подачу предупреждающего светового и звукового сигналов при концентрации паров ЛВЖ и метана превышающих 10 % НКПРП с включением аварийной вентиляции (пп. 12.14е СНиП 41-01-2003) и автоматические отключение оборудования при достижении 50 % нижнего концентрационного предела воспламенения – п. 2.5.15 ПБ 08-624-03.
2	Переносной сигнализатор термохимический СГГ-20-М НПО «ЭКО-ИНТЕХ»	1	Контроль воздушной среды переносными газосигнализаторами (откалиброванными на наличие СО2, СН4, С3Н8, СО, NO) производится: в зоне рабочей площадки - у ротора и пульта управления буровой лебедкой, ключом АКБ, механизмами АСП; в рабочей зоне подвышечного основания - у превентора и манифольдной линии; в рабочей зоне силового блока - у пультов управления электродвигателями; в рабочей зоне насосного блока - у пультов управления насосами и пусковыми задвижками блока приготовления, очистки и дегазации промывочной жидкости; в рабочей зоне блока циркуляционной системы; в подсобных (сушилка, раздевалка, котельная установка, столовая) и жилых помещениях.

1		2	3
3	Датчик СОУ-1 (СО-W/M)	1	В помещении котельной установки для непрерывного контроля содержания окиси углерода в рабочей зоне (РД 12-341-00). Сигнализация должна срабатывать на двух порогах (уровнях) концентрации СО в рабочей зоне. Сигнализация первого уровня «Порог 1» должна срабатывать при достижении предельно допустимой концентрации СО в рабочей зоне, равной 20±5мг/м3 (ПДК р.з.), при этом включается прерывистый световой сигнал. Сигнализация второго уровня «Порог 2» должна предусматриваться при достижении концентрации СО, равной 95-100 мг/м3 (5 ПДК р.з.), при этом должны включаться непрерывный световой и звуковой сигналы. Режим работы прибора должен предусматривать автоматическое снятие сигнализации «Порог 1» при снижении концентрации СО ниже ПДК р.з. Снять звуковую сигнализацию «Порог 2» оператор может нажатием кнопки «Сброс» при снижении концентрации СО до уровня не выше 2 ПДК р.з., световая сигнализация при этом снимается автоматически при достижении пороговых уровней концентрации.
4	Датчики ПДК на вещества 1, 2 класса опасности ГИАМ-5, СФГ-М	6	Датчики ПДК устанавливаются: у основного входа на промплощадку; в помещениях у рабочего места персонала (на высоте 0,5 м от уровня земли/пола); у вибросита на высоте от 0,5 до 0,7 м от его поверхности; на рабочей площадке на расстоянии 0,5 м от стола ротора (по горизонтали); в подвышечном пространстве на уровне универсального превентора на расстоянии 1 м от оси скважины в направлении преобладающего ветра; в насосном помещении между насосами. В помещении котельной установки для непрерывного контроля содержания окиси углерода в рабочей зоне (РД 12-341-00). Сигнализация должна срабатывать на двух порогах (уровнях) концентрации СО в рабочей зоне. Сигнализация первого уровня «Порог 1» должна срабатывать при достижении предельно допустимой концентрации СО в рабочей зоне, равной 20±5мг/м3 (ПДК р.з.), при этом включается прерывистый световой сигнал. Сигнализация второго уровня «Порог 2» должна предусматриваться при достижении концентрации СО, равной 95-100 мг/м3 (5 ПДК р.з.), при этом должны включаться непрерывный световой и звуковой сигналы. Режим работы прибора должен предусматривать автоматическое снятие сигнализации «Порог 1» при снижении концентрации СО ниже ПДК р.з. Снять звуковую сигнализацию «Порог 2» оператор может нажатием кнопки «Сброс» при снижении концентрации СО до уровня не выше 2 ПДК р.з., световая сигнализация при этом снимается автоматически при достижении пороговых уровней концентрации.

Примечание:

Электропитание стационарных газоанализаторов (сигнализаторов) осуществляется от электрической сети, имеют резервный аварийный источник электропитания на рабочей площадке буровой установки. Все приборы имеют металлоконтакт со стационарным контуром заземления, выполненным согласно ПУЭ. Первичные датчики газоанализаторов имеют диапазон рабочих температур от -60оС до + 50оС и могут устанавливаться на открытом воздухе и в не отапливаемых рабочих помещениях. Вторичные блоки устанавливаются в отапливаемом помещении (кабинете бурового мастера);

Информация от первичных датчиков поступает на вторичные блоки. Звуковая и световая сигнализация от вторичных блоков поступает на буровую и в кабинет бурового мастера;

При достижении нижних пределов концентрации газа в воздушной среде с СТМ-10-0010 выдается импульс на звуковую или световую сигнализацию и одновременно происходит автоматическое отключение вентиляции;

При срабатывании установки пожарной сигнализации в помещениях, где произошел пожар, автоматически отключается система вентиляции (п. 2.2.6 ГОСТ 12.4.009-83, ст. 83 ФЗ от 22.07.2008 г. № 123-ФЗ).

Газосигнализаторы ДВК должны обеспечивать подачу предупреждающего светового и звукового сигналов при концентрации горючих газов 20% и аварийного - при 50% от нижнего концентрационного предела воспламенения (НКПВ). (РД БТ 39-0147171-003-88 п. 3.2).

В помещениях с постоянным пребыванием обслуживающего персонала предупреждающий и аварийный сигналы должны подаваться по месту установки датчика и у выхода внутри помещения. Допускается подача общего звукового сигнала на все помещение. (РД БТ 39-0147171-003-88).

Средства диспетчеризации

Таблица 13.4

Наименование, а также тип, вид, шифр и т.п.		ГОСТ, ОСТ, МРТУ, ТУ, МУ и т.п. на изготовление	Количество, шт
1		2	3
1	Прибор громкоговорящей связи	ПГС-10	1
2	Радиостанция	Nokia	1
3	Станция геолого-технологических исследований	«Разрез-2»	1
4	Спутниковая связь	GPS 2800	1
5	ПО "Терминал бурового мастера"	На буровой	1

Примечание:

Геолого-технологические исследования (ГТИ) являются составной частью геофизических исследований нефтяных и газовых скважин и предназначены для осуществления контроля за состоянием скважины на всех этапах ее строительства и ввода в эксплуатацию с целью изучения геологического разреза, достижения высоких технико-экономических показателей, а также обеспечения выполнения природоохранных требований. Информация с регистрационных датчиков станции ГТИ установленных на буровой, поступает в систему сбора информации станции (блок управления станции геолого-технических исследований), затем передается на электронный пульт бурильщика, расположенный на роторной площадке, на монитор в кабинете бурового мастера, который находится в жилом поселке на территории рабочей площадки. Кабельные трассы к пульту бурильщика, станции ГТИ и кабинет мастера размещаются в соответствии с требованиями ПУЭ. Компьютеризированные рабочие места операторов бурения расположены:

• три рабочих места в станции геолого-технических исследований;

• одно рабочее место в кабинете бурового мастера.

Сигналы от стационарных сигнализаторов, контрольных приборов инженерного и противопожарного оборудования передаются на пульт дежурного оператора станции ГТИ.

Перечень законодательных актов рф и нормативно-технических документов

Временная инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин на месторождениях Западной Сибири. РД 39-2-175-79. М.,ВНИИБТ, 1980
Портландцементы тампонажные. Технические условия. ГОСТ 1581-96. МНТКС. Москва, 1998 г.
ГОСТ 13862-90. Оборудование противовыбросовое. Типовые схемы.
Единые нормы времени на бурение скважин на нефть, газ и другие полезные ископаемые. ЕНВ М.,1987 г.
Единые нормы времени на монтаж и демонтаж вышек и оборудования для бурения. ЕНВ М.,1987 г.
Единые нормы времени на испытание. ЕНВ. М.,1995 г.
Инструкция о составе, порядке разработки, согласования и утверждения проектно-сметной документации на строительство скважин на нефть и газ. ВСН 39-86.
Рекомендации по разработке проектно-сметной документации на строительство скважин. М., Госгортехнадзор., 10-03/797 1999 г.
Единые нормы техники безопасности на разработку основных видов нефтегазодобывающего оборудования. РД 39-22-617-81.
Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов. Постановление Федерального горного и промышленного надзора России № 22 от 22.05.2002 г.
Инструкция по расчёту бурильных колонн для нефтяных и газовых скважин. М.,1997 г.
Инструкция по расчёту обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. М.,1997 г. и дополнение к ней М., 2000 г.
Инструкция по расчёту колонн насосно-компрессорных труб. М.,1998 г.
Инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичность. М.,1999
Инструкция по монтажу электрооборудования силовых и осветительных сетей взрывоопасных зон. ВСН 332-74
Инструкция по организации и безопасному ведению работ при ликвидации открытых фонтанов. Москва 1971 г.
Инструкция по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности. Москва 1999 г. РД 08-254-98
Инструкция по охране окружающей среды при строительстве скважин на нефть и газ на суше. РД 39-133-94. М.,1994 г.
Инструкция по проведению дефектоскопии бурового нефтепромыслового оборудования и инструмента на предприятиях и в объединениях министерства нефтяной промышленности. М.,1977 г.
Инструкция по проектированию силового и осветительного электрооборудования промышленных предприятий. М., Стройиздат, 1997.
Положение о порядке технического расследования причин аварий на опасных производственных объектах. Постановление федерального горного и промышленного надзора России № 40 от 08.06.1999 г. РД 03-293-99
Инструкция по экологическому обоснованию хозяйственной деятельности. Минприроды РФ. М.,1995 г.
Инструкция по эксплуатации бурильных труб из алюминиевых сплавов. РД 39-2-162-79. ВНИИТнефть, 1980 г.
Инструкция по эксплуатации, ремонту и учету бурильных труб. ВНИИТнефть, 1990 г.
Каталог «Промышленные противогазы и респираторы». Минхимпром СССР, 1974 г.
Макет рабочего проекта на строительство скважин на нефть и газ. Госгортехнадзор № 10-13/461 от 25.08.98 г.
Методические рекомендации по организации производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасных производственных объектах. РД 04-355-00 Утверждены Госгортехнадзором РФ от 26.04.2000 г. № 49.
Макет рабочего проекта на строительство скважин на нефть и газ. РД 39-0148052-537-87
Методические указания по определению объёмов отработанных буровых растворов и шлама при строительстве скважин. РД 39-3-819-82. ВНИИКРнефть, Краснодар, 1982 г.
Методические указания по осмотру буровых вышек специальными бригадами. РД 39-22-180-79
Нормативы оснащения объектов нефтяной и газовой промышленности механизмами, приспособлениями и приборами, повышающими безопасность и технический уровень их эксплуатации. Утверждены Мингазпромом, Госгортехнадзором СССР, Миннефтепромом 18.04.75
Нормативы санитарно-бытового оснащения бригад занятых бурением и ремонтом скважин. РД 39-22-719-82.
Постановление Правительства Российской Федерации № 87 от 16 февраля 2008 г. "Положение о составе разделов проектной документации и требованиях к их содержанию" и N 145 от 05.03.2007 г. "О порядке организации и проведения государственной экспертизы проектной документации и результатов инженерных изысканий".
Нормы бесплатной выдачи работникам тёплой спецодежды и тёплой спецобуви по климатическим поясам. Постановление правительства № 70 от 31.12.97 с изменениями и дополнениями. Утверждены постановлением Минтруда России № 85 от 17.12.2001 г.
Отраслевая инструкция по безопасности труда при ведении спуско-подъёмных операций в бурении. 1980 г.
Отраслевая инструкция по безопасности труда при приготовлении, утяжелении и химической обработке бурового раствора. 1981 г.
Отраслевая инструкция по безопасности труда при проводке скважин роторным и турбинным способами. 1980 г.
Отраслевая инструкция по безопасности труда при спуске в скважину обсадных труб. 1983 г.
Отраслевая инструкция по безопасности труда при цементировании скважин. 1981 г.
Правила проведения экспертизы промышленной безопасности. ПБ 03-246-98. Постановление Госгортехнадзора России № 64 от 06.11.98.
Отраслевые нормы проектирования искусственного освещения предприятий нефтяной промышленности. ВСН 34-62. Утверждены Миннефтепромом 26.04.82
Положение о порядке подготовки и аттестации работников организаций, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов, подконтрольных Госгортехнадзору России. РД 03-444-02. Постановление Госгортехнадзора России №21 от 30.04.2002 г.
Положение о порядке разработки (проектирования), допуска к испытаниям, изготовления и выдачи разрешения на применение нового бурового, нефтегазопромыслового, геологоразведочного оборудования, для магистрального трубопроводного транспорта и технологических процессов. РД 08-343-00.
Трудовой кодекс РФ № 197-ФЗ от 30.12.2001 г. с изменениями в соответствии с Федеральным Законом № 86-ФЗ от 30.06.2003 г., статья 229 «Порядок расследования несчастных случаев на производстве»
Типовые инструкции по безопасности работ при строительстве нефтяных и газовых скважин. М., 1996 г. Приказ Министерства топлива и энергетики РФ № 178 от 12.07.1996 г.
Положение об экологической экспертизе рабочих проектов на строительство скважин. РД 39-0003-90
Правила безопасности в нефтяной и газовой промышле6ности. ПБ 08-624-03. Постановление Госгортехнадзора России № 56 от 05.06.2003 г.
Типовые инструкции по безопасности геофизических работ в процессе бурения скважин и разработки нефтяных и газовых месторождений. М., 1996 г. Приказ Министерства топлива и энергетики РФ № 178 от 12.07.1996 г.
Правила пожарной безопасности в нефтяной промышленности. ПП БО – 89. 1995 г.
Правила устройства и безопасной эксплуатации грузоподъёмных кранов. ПБ 10-382-00.
Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов. ПБ 10-574-03. Постановление Госгортехнадзора России № 88 от 11.06.2003 г.
Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением. ПБ 03-576-03. Постановление Госгортехнадзора России № 91 от 11.06.03.
Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды. ПБ 10-573-03. Постановление Госгортехнадзор России № 90 от 01.06.03.
Правила устройства и безопасной эксплуатации факельных систем. ПБ 03-591-03. Постановление Госгортехнадзора России № 83 от 10.06.03.
Правила устройства, изготовления, монтажа, ремонта и безопасной эксплуатации взрывозащищенных вентиляторов. ПБ 03-590-03. Постановление Госгортехнадзора России № 84 от 10.06.2003
Сборник сметных норм времени на испытание нефтяных, газовых, нефтяных, гидрогеологических объектов в разведочных, опорных, параметрических, поисковых скважинах и освоение объектов в эксплуатационных скважинах. М., ВНИИОЭНГ. 1985 г.
Сборник отраслевых инструкций по безопасности труда для вышкомонтажников. 1984.
Сборник отраслевых инструкций по безопасности труда при строительно-монтажных работах в бурении. 1983 г.
Сборник отраслевых инструкций по безопасности труда для рабочих по приготовлению бурового раствора. 1983 г.
Сборник типовых инструкций по охране труда для рабочих буровых бригад. 1976 г.
Сборник типовых инструкций по охране труда для мотористов цементировочных агрегатов и рабочих по цементированию скважин.
Сборник типовых инструкций по технике безопасности при обслуживании и ремонте бурового оборудования. Утверждены Миннефтепромом в 1972
Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1981
Сметные нормы времени на испытание объектов скважин с применением испытателей пластов. ВНИИОЭНГ, М.,1987 г.
Сметные нормы времени на промыслово-гефизические исследования в скважинах. ВНИИОЭНГ, М.,1984 г.
СН 459-74 Нормы отвода земель для нефтяных и газовых скважин. М., Госстрой СССР, 1974 г.
СН 465-74. Нормы отвода земель для электрических сетей напряжением 0,4 – 500 кВ. М., Госстрой СССР, 1974 г.
СНИП II-4-79. Естественное освещение. Нормы проектирования.
СНИП IV-2-82. Приложение. Том 10. Вспомогательные здания и помещения промышленных предприятий. М.,1983 г.
СНИП IV-2-82. Приложение. Том 10. Сборники элементных сметных норм на строительные конструкции и работы. Сборник 49. Скважины на нефть и газ. М., Металлургия, 1983 г.
СНИП IV-5-82. Приложение. Сборники единичных районных расценок на строительные конструкции и работы. Сборник 49. Скважины на нефть и газ. М., Металлургия, 1985 г.
Справочник инженера по бурению. Том 1 и 2., М., Недра 1985 г.
ССБТ «Вибрация. Общие требования безопасности». ГОСТ 12.1.012-78
ССБТ «Шум. Общие требования безопасности». ГОСТ 12.1.003-83
Стропы грузовые общего назначения. Требования к устройству и безопасной эксплуатации. РД 10-33-93. Госгортехнадзор России, 20.10.93.
Типовая инструкция по организации безопасного проведения газоопасных работ. Госгортехнадзор СССР, 20.02.85 г.
Типовая инструкция по организации безопасного проведения огневых работ на взрывоопасных и взрывопожароопасных объектах. РД 09-364-00
Типовая инструкция по безопасному ведению работ для рабочих люлек, находящихся на подъёмнике (вышке). РД 10-198-98.
Временная инструкция по предупреждению и ликвидации газонефтеводопроявлений при строительстве скважин. Газпром. М., 1997
Правила устройства и безопасной эксплуатации подъёмников (вышек). ПБ 10-511-03. Постановление Госгортехнадзора России № 87 от 11.06.03
Цементы тампонажные. Методы испытаний. ГОСТ 26798.1-96. МНТКС. М.,1998 г.
Правила пожарной безопасности в лесах РФ. 1993 г.
Правила геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах. Утверждены совместным приказом Министерства топлива и энергетики России и Министерства природных ресурсов России от 28.12.99. № 445/323
СНиП 11-01-95. «Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и состава проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений».
Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» № 116-ФЗ, в целях обеспечения безопасной эксплуатации опасных производственных объектов и предупреждения аварий и инцидентов.
Технология цементирования скважин. Методика расчёта температуры тампонажного раствора. ОСТ 39-116-81. Утверждён и введён в действие приказом Миннефтепрома № 140 от 02.03.1981 г.
Правила пожарной безопасности в РФ. ППБ 01-93.** М., 2000г.
Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин. РД 39-00147001-767-2000. ОАО «Газпром» и ОАО НПО «Бурение».
Нифантов В.И., Нифантов А.В. Сборник научных трудов Сев.Кав.ГТУ; серия «Нефть и газ» выпуск № 2. Ставрополь 2002 г.
Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований в нефтяных и нефтегазовых месторождений. РД 153-39.0-109-01.
Правила охраны недр. ПБ 07-602-03 Постановление Госгортехнадзора России № 71 от 06.06.2003 г.
Методические указания по проведению анализа риска опасных производственных объектов. РД 03-418-01
Методические рекомендации по оценке ущерба от аварий на опасных производственных объектах. РД 03-496-02
Правила разработки и охраны месторождений минеральных вод и лечебных грязей. М., 1998 г. РД 07-206-98

Рабочая документация

Принципиальная схема расположения техники при цементировании направления

Принципиальная схема расположения техники при цементировании кондуктора

Принципиальная схема расположения техники при цементировании 1-й ступени эксплуатационной колонны

Принципиальная схема расположения техники при цементировании 2-й ступени эксплуатационной колонны

Схема обвязки устья скважины колонной головкой и фонтанной арматурой

С хема установки и обвязки устья скважины при испытании

Схема монтажа противовыбросового оборудования

Блок схема механизации и автоматизации, технологических процессов, средств контроля и диспетчеризации

Приложения

Приложение А Расчет нормативной карты

Наименование работ с указанием способа бурения				№№ нормативных пачек	Интервал бурения		Объем бурения, м	Долото			Время механического бурения, час			Норма проходки на долото, м		Расчетное количество рейсов, шт		Укрупненная норма времени на СПО, час			Наращивание, час			Прочие работы, час			Итого времени (гр. 9+13+14+15), час			Время на ремонтные работы		Время на прочие работы в бурении			Всего времени на интервал бурения (гр. 16+17+18), час
					от	до		тип	размер	на 1 метр		на весь рейс					на 1 рейс		на весь интервал
1				2	3	4	5	6	7	8		9	10		11		12		13	14		15			16			17			18		19
Направление
ротор.		бурение		1	0	50	50	3х	393,7	0,03		1,50	150		1		0,00		0,00	0,18		2,4			4,08						1,61		6,05
Крепление направлением																							14,14			14,14			1,67					15,81
Смена вахт																						0,27			0,27								0,27
Итого:							50					1,50			1,00				0,00	0,18		16,81			18,49			1,67			1,61		21,77
Кондуктор
2ТСШ-240РС			бурение	1	50	500	450	БИТ	295,3	0,03		13,5	3000		1		1,125		1,125						14,62								14,62
2ТСШ-240РС			бурение	1	500	1000	500	БИТ	295,3	0,04		20,0	3000		1		2,295		2,295	15,15		2,62			40,06						1,75		41,82
Крепление кондуктором																							77,36			77,36								77,36
Каротажные работы (гл. 1000 м)																							10,91			10,91								10,91
Смена вахт																						1,96			1,96			12,16					14,12
Итого:							950					33,50			1				3,41	15,15		92,85			144,92			12,16			1,75		158,83
Эксплуатационная колонна
ЗТСШ-195	бурение			2	1000	2676	1676	БИТ	215,9	0,04		67,04	3000		1		9,31		9,31						76,35								76,35
ЗТСШ-195	отбор керна			3	2676	2691	15	БИТ	215,9	0,50		7,50	500		1		8,66		8,66						16,16								16,16
ЗТСШ-195	бурение			3	2691	2924	233	БИТ	215,9	0,04		9,32	2800		1		10,61		10,61						19,9								19,93
ЗТСШ-195	отбор керна			3	2924	2958	34	БИТ	215,9	0,50		17,0	400		1		10,54		10,54						27,5								27,55
ЗТСШ-195	бурение			3	2958	2978	20	БИТ	215,9	0,04		0,80	2700		1		11,26		11,26						12,07								12,07
ЗТСШ-195	отбор керна			3	2978	2996	18	БИТ	215,9	0,50		9,0	400		1		10,54		10,54						19,55								19,55
ЗТСШ-195	отбор керна			4	2996	3014	18	БИТ	215,9	0,50		9,0	400		1		10,54		10,54						19,55								19,55
ЗТСШ-195	бурение			4	3014	3095	81	БИТ	215,9	0,04		3,4	2500		1		11,77		11,77						15,02								15,02

Продолжение приложения А

1		2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19
ДЗ-195	отбор керна	4	3095	3100	5	БИТ	215,9	0,50	2,50	400	1	11,03	11,03	33,6	33,31	80,44	58,87	27,45	166,76
Шаблонировка Крепление экспл. колонной															155,04 117,10	155,04 117,10			155,04 117,10
Каротажные работы (гл. 3100) Проверка ПВО															73,36 41,22	73,36 41,22			73,36 41,22
Смена вахт															9,5	9,5			9,5
Итого :					2100				125,56		15		94,26	33,6	429,43	682,84	58,87	27,45	769,16
ВСЕГО					3100				160,56		17		97,67	48,93	539,19	846,25	72,7	30,81	949,76

Проектная продолжительность бурения и крепления скважины с К = 1,07 1016,45 час;

Проектная скорость бурения 2195,89 м/ст. мес.

Приложение б Мероприятия по предупреждению и раннему обнаружению газонефтеводопроявлений (гнвп ) и открытого фонтанирования при строительстве нефтяных и газовых скважин

При вскрытии продуктивного горизонта следует руководствоваться:

● Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08–624–03.

* ГОСТ 13862-90 Оборудование противовыбросовое. Типовые схемы, основные параметры и технические требования к конструкции.

● Руководством по предупреждению и ликвидации газонефтеводопроявлений при строительстве и ремонте скважин, СТО Газпром 2-3.2-193 -2008.

● Инструкцией по организации и методике проведения профилактической работы по предупреждению возникновения открытого фонтанирования скважин на предприятиях нефтяной промышленности (введена в действие приказом Минэнерго России от 15 февраля 2001г. №52).

● Инструкция по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности. РД 08 – 254 – 98, М 1999.

● Местными стандартами предприятия, регламентами, положениями.

С целью герметизации устья скважины применяется устьевое и противовыбросовое оборудование.

Эксплуатационная колонна обвязываются колонной головкой ОКК1-21-168х245 ХЛ

Перечень противовыбросового оборудования приведён ниже в таблице 3 приложения Б.

В процессе бурения и промывок скважины свойства бурового раствора контролируются с периодичностью:

Периодичность контроля за параметрами бурового раствора

Таблица Б.1

Параметр	При нормальных условиях	При осложнении скважины и вскрытии напорного пласта не реже 1 раза в
Плотность	30мин	5 – 15мин
Условная вязкость	30мин	5 – 15мин
Водоотдача	1ч	1ч
Толщина корки	1ч	1ч
СНС	1ч	1ч

Не допускается отклонение плотности бурового раствора более, чем на 0,02 г/см³ от установленной проектом величины .

В обязательном порядке должна функционировать система долива бурового раствора. Контроль за уровнем бурового раствора в скважине производить визуально по наличию раствора в отводящем желобе с обеспечением постоянного долива из доливной ёмкости согласно п. 2.7.7.6. Правил безопасности ПБ 08 – 624 – 03.

Объёмы вытесняемого из скважины при спуске бурильных труб и доливаемого раствора при их подъёме должны контролироваться и сопоставляться с объёмом поднятого или спущенного металла бурильных труб (п. 2.7.7.7.Правил безопасности).

Объёмы вытесняемого раствора при спуске 10 м труб:

ТБПК 127 х 9,19 равен 0,041 м³;

УБТС 178 х 49 равен 0,2 м³;

УБТС 203 х 56,5 равен 0,26 м³;

В процессе подъёма колонны бурильных труб следует регулярно производить долив бурового раствора в скважину.

Режим долива:

● при вскрытом продуктивном горизонте проводится долив скважины через каждые три свечи до устья;

● в других случаях при неосложнённых условиях бурения долив скважины проводится через пять свечей.

Подъём бурильной колонны при наличии сифона или поршневания запрещается. При их появлении подъём следует прекратить, провести промывку с вращением и расхаживанием бурильных труб.

Скорость спуска бурильного инструмента ( по стволу) от 0 до 1000 м не должна превышать 0,8 м/с., в интервале 1000 –2144 м – не более 0,50 м/с, в интервале 2144 – 3100 - 0,2 м/с.

Перед спуском эксплуатационной колонны проверить работу бурового и вспомогательного оборудования, наличие запаса бурового раствора и его параметры, центрацию вышки и ротора.

Подготовить к спуску 168 мм эксплуатационную колонну.

По истечении срока ОЗЦ эксплуатационная колонна испытывается на герметичность водой давлением 19,11 МПа. (Таблица Б4).

Перед освоением устье скважины оборудуется фонтанной арматурой АФК1 65х21 ХЛ К1 и лубрикатором Л – 65.

Фонтанная арматура до установки на устье скважины должна быть опрессована на величину пробного давления, а после установки опрессовывается на давление, равное давлению опрессовки эксплуатационной колонны.

Сведения об объектах испытания

Характеристика объектов испытания.

Таблица Б.2

Эксплуатационный горизонт

Интервал залегания по вертикали/ стволу, м

Градиент пластового давления, кгс/см²/м

Величина пластового давления, МПа

палеозой

Ю₁₅

Ю₁₄

Ю₁₂

Ю₁^3-4

3095-3100

2996-3014

2978-2996

2924-2958

2676-2691

0,105

0,101

31,9

29,8

29,6

29,3

26,6

Монтаж и эксплуатация пво

Характеристика устьевого и противовыбросового оборудования.

Таблица Б.3

Наименование обсадной колонны		Типоразмер, шифр или название устьевого и противовыбросового оборудования	Количество
Наименование	Диаметр, мм
Кондуктор. При бурении под эксплуатационную колонну.	244,5	Колонная головка ОКК1-21-168х245 ХЛ	1
		Противовыбросовое оборудование: ОП5– 230/80 х 35ХЛ К1 в том числе: ППГ – 230 х 35 ПК – 230 х 35 Манифольд МПБ5 – 80 х 35 Станция управления СУ-21 (ГУП-14) Выкидные линии,м Ǿ 89 мм	1 2 1 1 1 2 х 100
Эксплуатационная колонна при испытании	168,3	ОКК1-21-168х245 ХЛ ПМТ2-156х21 Фонтанная арматура АФК1Э 65х21 ХЛ К1 Лубрикатор Л – 65	1 2 1 1

Примечания:

Превенторы: - плашечный трубный (верхний), плашечный глухой (нижний)
Для обеспечения доступа к установленному на устье противовыбросовому оборудованию (ПВО) делается твёрдый настил.

Испытание на герметичность устьевого и противовыбросового оборудования.

Таблица Б.4

Наименование оборудования и обсадных колонн	Количество, шт.	Давление опрессовки, МПа
Наименование оборудования и обсадных колонн	Количество, шт.	Буровым раствором	Технической водой	Азотом (воздухом)
1	2	3	4	5
Кондуктор		13,7	-	-
Колонная головка (нижняя часть) ОКК1-21-168х245 ХЛ ПВО ОП5 – 230/80 х 35 ХЛ К1 Манифольд Выкидные линии	- 1 1 1 2	- - -	- 13,7 13,7 13,7 13,7	- - -
Цементное кольцо			2,7
Эксплуатационная колонна при испытании		-	19,11
ОКК1-21-168х245 ХЛ ПМТ2-156х21 Манифольд Выкидные линии Фонтанная арматура: АФК1Э 65х21 ХЛ К1 Лубрикатор Л – 65	1 1 1 2 1 1	- - -	19,11 19,11 19,11 10,00 - 19,11 19,11	- - -

Примечания:

Перед установкой на устье ПВО вместе с крестовинами и коренными задвижками должны пройти гидравлические испытания на рабочее давление, указанное в паспорте.
Результаты опрессовки оформляются актом.
После монтажа ПВО и смены трубных плашек, до разбуривания цементного стакана, превенторная установка до концевых задвижек манифольдов высокого давления должна быть опрессована водой на давление опрессовки обсадной колонны. П. 2.7.6.14. Правил безопасности ПБ 08 – 624 – 03, и п. 8.19. СТО Газпром 2 – 3.2 -193-2008.
На смонтированное ПВО составляется ведомость.

Испытание на герметичность запорной арматуры, применяемой при бурении.

Таблица Б.5

Наименование запорной арматуры	Количество, шт	Давление опрессовки, МПа
Шаровой кран КШВ – 133;	2	18,0
Шаровой кран КШВ – 102;	2	18,0
Примечание:шаровые краны опрессовываются на базе на давление, указанное в паспорте.

Предупреждение поступления пластового флюида в скважину.

Под предупреждением ГНВП понимается недопущение или ограничение притока пластового флюида ниже допустимого объёма и его удаление из скважины при выполнении любых работ при бурении скважин.

Все работы, не предусмотренные проектом при вскрытом напорном пласте, должны производиться по специальному плану, утверждённому в установленном порядке и согласованному с противофонтанной службой.

Допустимый предел притока пластового флюида определяется из условий обеспечения контроля за скважиной и реализации мероприятий по ликвидации ГНВП без осложнений, который определяется первоначально в техническом проекте, а затем корректируется инженерной службой предприятия при планировании конкретных работ. Допустимый объём поступления пластового флюида должен быть не более 0,5 м³ при подъёме.

Мероприятия по раннему обнаружению гнвп.

Причины газонефтеводопроявлений.

Поступление пластовых флюидов в ствол скважины, обусловленное превышением пластового давления над забойным, происходит в результате:

 ошибок в определении пластовых давлений вследствие недостаточного контроля за текущими значениями пластового давления разработки месторождения;

 снижения гидростатического давления на продуктивный пласт за счет:

- использования бурового раствора меньшей плотности, чем предусмотрено в рабочем проекте на строительство скважины;

- уменьшение высоты столба бурового раствора в результате поглощений, недолива скважины при подъеме бурильного инструмента;

- установки различного вида жидкостных ванн с плотностью меньшей, чем плотность бурового раствора;

 эффекта поршневания при подъеме бурильного инструмента;

 подъема по стволу газированных пачек бурового раствора и резкого увеличения их объема на подходе к устью, при промывке скважины после спуска бурильной колонны при длительных простоях;

Кроме этого, пластовый флюид поступает в скважину из выбуренной породы (шлама), содержащей флюид вследствие диффузии из вскрытых пластов, капиллярного перемещения, осмотического давления. По этим причинам флюид может поступать в скважину при репрессии на пласт.

Признаки гнвп.

Прямые признаки, указывающие на поступление пластового флюида в ствол скважины:

- увеличение объема (уровня) бурового раствора в емкостях;

- повышения расхода (скорости) восходящего потока бурового раствора из скважины при неизменной подаче бурового насоса;

- уменьшение против расчетного объема бурового раствора, доливаемого в затрубное пространство скважины при подъеме бурильного инструмента;

- увеличение против расчетного объема бурового раствора в приемной емкости при спуске бурильного инструмента;

- повышение газосодержания в буровом растворе.

Косвенные признаки возможного возникновения ГНВП:

- увеличение механической скорости проходки;

- изменение параметров бурового раствора;

- изменение давления на буровом насосе.

- снижение уровня столба промывочной жидкости в скважине при технологических остановках и простоях.

Мероприятия по предупреждению гнвп.

Плотность промывочной жидкости должна соответствовать указанной в ГТН. Не допускается отклонения плотности от проектной более, чем на 0.02 г/см³.

Долив скважины при подъеме бурильного инструмента должен производится постоянно и равномерно. Объем доливаемого раствора должен соответствовать объему поднимаемого инструмента. Доливная емкость должна быть оборудована уровнемером.

Во избежание эффекта поршневания, скорость подъема бурильного инструмента не должна превышать указанной в проекте.

Изоляция ствола скважины от пластов путем создания на ее стенках тонкой, плотной глинистой корки (применение кольматационного переводника).

Инженерная и геологическая службы должны обеспечить:

- тщательный контроль за характером циркуляции промывочной жидкости и изменением ее свойств;

- монтаж и грамотную эксплуатацию противовыбросового оборудования ;

- обучение вахт четкости и быстроте реакции на признаки газонефтеводопроявлений согласно типовой инструкции по действию членов буровой вахты при газонефтеводопроявлении

- проведение учебной тревоги перед вскрытием напорных пластов.

Не допускать к работам на скважинах рабочих и ИТР, не прошедших обучение в специализированных учебно-курсовых комбинатах по курсу «Контроль скважины. Управление скважиной при ГНВП».

При вскрытом продуктивном горизонте ежесменно проверять исправность ПВО открытием и закрытием превентора, открытием и закрытием задвижек, уровень масла, давление.

Оборудовать приемную емкость ЦСГО уровнемером с выводом информации об уровне с чувствительностью 300 литров на электрическую линейку, световой и звуковой сигнализацией.

При вскрытии продуктивных пластов иметь запас химреагентов и утяжелителей для приготовления глинистого раствора в объеме, соответствующем двукратному объему скважины.

При длительных простоях бурильный инструмент спускается в башмак кондуктора (промежуточной колонны), устанавливается шаровой кран, устье герметизируется, назначается ответственный по наблюдению за ростом давления в скважине.

Не оставлять без контроля устье скважины и желобную систему при вскрытых продуктивных пластах.

ТРЕБОВАНИЯ К ОБОРУДОВАНИЮ И СХЕМАМ ОБВЯЗКИ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ.

Оборудование и обвязка устья предусматривается в соответствии с ГОСТ 13862 – 90.

Схема установки и обвязки ПВО разрабатывается предприятием и согласовывается с заказчиком, органами Ростехнадзора, противофонтанной службой и утверждается в установленном порядке.

Все схемы противовыбросовой обвязки устья скважины в верхней части должны включать фланцевую катушку, разъёмную воронку для облегчения работ по ликвидации открытого фонтана.

Предупреждение гнвп при освоении скважины.

1. Работы по освоению и испытанию скважины могут быть начаты при обеспечении следующих условий:

● высота подъёма цементного раствора за эксплуатационной колонной и качество сформировавшейся крепи отвечают проекту и требованиям охраны недр;

● эксплуатационная колонна должна быть прошаблонирована, опрессована совместно с колонной головкой и превенторной установкой, герметична при максимально ожидаемом давлении на устье скважины;

● устье скважины с превенторной установкой, манифольдный блок и выкидные линии оборудованы и обвязаны в соответствии с утверждённой схемой.

2. Устье скважины перед перфорацией эксплуатационной колонны должно быть оборудовано превенторной установкой по утверждённой схеме, а скважина заполнена буровым раствором с соответствующей плотностью.

3. Во время перфорации производителем работ должно быть установлено наблюдение за уровнем жидкости на устье скважины. Его снижение не допускается .

4. Фонтанная арматура до установки на устье скважины должна быть опрессована на величину пробного давления, а после установки на давление , равное давлению опрессовки эксплуатационной колонны. Результаты опрессовки оформляются актом.

5. Приток флюида из пласта вызывается путём создания регламентируемых депрессий за счет замены бурового раствора на раствор меньшей плотности, техническую воду с последующим свабированием. При этом разница в плотностях последовательно заменяемых жидкостей не должна быть более 500 – 600 кг/м³; при большей разнице плотностей должны быть ограничены темпы снижения противодавления на пласт.

6. Для каждой скважины, подлежащей освоению, составляется план с учетом технологических регламентов на эти работы и назначением ответственных лиц за их выполнение. План утверждается техническим руководителем бурового предприятия и согласовывается с заказчиком.

7. О проведённых работах по освоению и испытанию скважины ежедневно составляется рапорт.

Мероприятия по охране недр.

Таблица Б.6

Наименование и характеристика работы	Цель проведения мероприятий
Установка противовыбросового оборудования	Предупреждение открытого выброса
Постоянное поддержание уровня раствора на устье для предупреждения возможного замещения раствора пластовым флюидом	Предупреждение открытого выброса
Вскрытие продуктивных пластов качественно обработанным и очищенным буровым раствором	Максимальное сохранение коллекторских свойств
Применение малотоксичных реагентов при бурении скважины	Исключение загрязнения пластовых вод токсическими веществами
Контроль качества цементирования эксплуатационной колонны (АКЦ)	Оценка надёжности крепи скважины

Анализ опасности и риска.

Отраслевым классификатором чрезвычайных ситуаций (ЧС) природного и технологического характера за аварийную ситуацию принимается фонтанирование скважины нефтью.

В процессе бурения скважин по прилагаемому проекту вероятность фонтанирования нефтью крайне мала. Однако, исключение даже малой вероятности нефтепроявления в поисковых скважинах сомнительно.

Классификация аварии по величине ущерба в зависимости от оперативности, профессиональной подготовки специалистов противофонтанной службы, стадии развития аварии приведена в таблице 7. Материальный ущерб определяется в пределах 1 млн. руб.

Классификация аварии по величине ущерба.

Таблица Б.7

Величина ущерба	Финансирование из бюджета (финансовые резервы ЧС)	Материальный ущерб, млн.руб. (в ценах 2001 г.)
Незначительная	Местные органы власти	До 1

Тяжесть последствий оценивается по количеству пострадавших в результате аварии по средним статистическим показателям для данного района работ и приведена в таблице 8. Применительно к аварии, связанной с открытым фонтанированием согласно Отраслевому классификатору, тяжесть последствий относится к категории незначительной.

Классификация по тяжести последствий.

Таблица Б.8

Тяжесть последствий	Значение показателей
Тяжесть последствий	Погибших, чел	Пострадавших, чел	Нарушены условия жизнедеятельности, чел
незначительная	нет	1 – 3	нет

Согласно классификации аварии по уровню принятия решений, объявления чрезвычайной ситуации и ликвидации её последствий открытый фонтан относится к компетенции комиссии по чрезвычайной ситуации местных органов власти. Уровень реагирования по характеристике аварии приведён в таблице 9.

Классификация уровня реагирования по характеристике аварии.

Таблица Б.9

Уровень реагирования	Характеристика аварии
Уровень реагирования	масштаб	Тяжесть последствий	Величина ущерба, млн.руб. (в ценах 2001г.)
Комиссия ЧС органов местной власти	местный	незначительная	до 1

Анализ данных по вероятности факторов, инициирующих возникновение фонтана, показывает, что причинами фонтанирования могут быть:

● неудовлетворительное оборудование устья скважины;

● недостаточная профессиональная подготовка специалистов и буровой бригады;

● недостоверность геологических прогнозов по градиентам пластового давления.

Поэтому при разработке рекомендаций по предупреждению фонтанирования в первую очередь необходимо обратить внимание на эти причины.

В процессе строительства скважины весь цикл работ, в части противофонтанной безопасности, контролируется специализированной службой по предотвращению и ликвидации открытого фонтанирования.

Следует отметить.

При строительстве проектируемой скважины на буровой установке не используются и не хранятся опасные вещества, регламентированные «Положением о декларации промышленной безопасности опасных производственных объектов». В проекте обосновано применение установки БУ 3Д-76, соответствующей требованиям ТУ и Правил безопасности ПБ 08 – 624 – 03 по грузоподъёмности.
Строительство скважины предусматривается на площадке, находящейся за пределами охранных зон линии электропередач, магистральных газопроводов, водозаборных и других промышленных и гражданских объектов.
Скважины имеют санитарно-защитную зону в радиусе 300 м согласно СанПиН 2.2.1/2.1.1.1200.

ВЫВОДЫ:

По показателю тяжести (см. табл. 8) гипотетическая авария относится к категории незначительной.

По уровню реагирования авария относится к КЧС органов местной власти.

По показателю величины ущерба эта авария относится к категории незначительной.

Достаточность разработанных технических, технологических и организационных мер, заложенных в проекте, сводит к минимуму возможность возникновения открытого фонтана.

Предприятие, имеющее производственный опыт, сможет совместно с местной военизированной противофонтанной службой провести работы по локализации и ликвидации как самого фонтана, так и последствий.

Учебно-методические мероприятия, проводимые с обслуживающим персоналом.

При бурении скважины исполнителями буровых работ могут быть допущены ошибки, которые в общем виде связаны с нарушением Правил и отступлениями от рабочего проекта.

С целью недопущения ошибок персонала при выполнении буровых работ проводятся следующие мероприятия:

1. Работники, поступающие на буровое предприятие, проходят обучение, инструктаж и проверку знаний согласно порядку, изложенному в п. 1.7. Правил.

2.К работам на скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями допускаются рабочие и специалисты, прошедшие подготовку по курсу «Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях» в специализированных учебных центрах, с обучением практическим действиям, проверкой знаний и переподготовкой кадров не реже одного раза в 3 года.

3. На законченной монтажом буровой установке бурение скважины может быть начато после приёмки её комиссией, назначаемой приказом по предприятию. В работе комиссии принимает участие представитель Ростехнадзора. Комиссия составляет «Акт о вводе в эксплуатацию буровой установки».

4. Перед началом бурения скважины предприятием проводится пусковая конференция, которая знакомит бригаду с горно-геологическими условиями проводки скважины, технологией выполнения работ и организацией проведения работ, основными положениями техники безопасности.

5. Бригада должна быть обучена и проинструктирована безопасному ведению работ на случай «выброса» в соответствии стребованиям Инструкции и «Планом практических действий бригады при возникновений газопроявлений на скважине», которые находятся в каждой бригаде. Также должно проводится ознакомление персонала с соответствующими инструкциями и разделами плана ликвидации аварий (ПЛА).

6. Перед вскрытием продуктивного пласта и при дальнейшем бурении с персоналом буровой бригады согласно графику проводятся тренажные занятия по тревоге «Выброс».

7. Работа по ликвидации открытого фонтана проводится по специальному плану, разработанному штабом, созданным в порядке, установленном «Инструкцией……». Штаб несет полную ответственность за реализацию разработанных мероприятий.

8 Работы на устье фонтанирующей скважины должны проводиться силами противофонтанной службы, а вспомогательные работы – членами буровой бригады, прошедшими специальный инструктаж.

9. Оборудование, специальные приспособления, инструменты, материалы, спецодежда, средства страховки и индивидуальной защиты, необходимые для ликвидации ГНВП и открытых фонтанов, должны находиться всегда в полной готовности на складах аварийного запаса буровых предприятий или специализированных организаций ( служб ). Дислокация складов и перечень их оснащенности определяются «Положением о складах аварийного запаса оборудования, специальных приспособлений, инструмента, материалов, специальной одежды, средств страховки и индивидуальной защиты, необходимых для ликвидации газонефтиводопроявлений и открытых фонтанов.

Основные требования и мероприятия по противопожарной безопасности и противопожарной технике,

Основные требования и мероприятия со ссылкой на действующие документы:

Здания, помещения, наружные установки должны быть обеспечены средствами пожаротушения, пожарным инвентарём в соответствии с нормами оснащения (ВППБ 01 – 04).
Первичные средства пожаротушения: пожарное оборудование и пожарный инвентарь должны окрашиваться в цвета в соответствии ГОСТ 12.4.026 «Цвета сигнальные и знаки безопасности» и отвечать требованиям ГОСТ 12.4.009. «Пожарная техника для защиты объектов» и ВППБ 01 – 04.
Огнетушители следует защищать от воздействия солнечных лучей, повышенной влажности, размещать их вблизи мест наиболее вероятного возникновения пожара, вдоль путей прохода, а также около выхода из помещения (ВППБ 01 – 04).
На дверях производственных, складских помещений, наружных установках должны быть нанесены знаки пожарной безопасности по НПБ 160 – 97.
Ёмкости запаса воды оборудуются приспособлениями для забора воды пожарными машинами (полугайкой на пожарный рукав Ø 77 мм) (ППБ 01 – 03).
При проведении сварочных и других огнеопасных работ необходимо оформить наряд – допуск. Места проведения огневых работ обеспечиваются первичными средствами пожаротушения (огнетушитель, ящик с песком и лопатой, ведро с водой).

Классификация пожарной опасности объектов буровой.

Таблица Б.10

Наименование объекта

Категория пожарной опасности

Класс зоны ПУЭ

Класс пожара

Устье скважины

Склад для хранения пропана

Ёмкость с дизтопливом

Сушилка

Дизельная электростанция

Склад для хранения кислорода

Ан

Вн

В – Iг

В – Iа

П – III

П – IIa

Аварийное орошение устьевого оборудования

Система водоснабжения буровой установки должна предусмотреть возможность аварийного орошения устьевого оборудования действующих скважин продолжительностью не менее 1 часа (до подключения пожарных стволов к магистральному водопроводу).

Орошение устьевого оборудования действующих скважин осуществляется лафетным стволом, подключённым к водопроводной сети буровой установки. Согласно ВНТП 03/170/567-87 «Противопожарные нормы проектирования объектов Западно-Сибирского нефтегазового комплекса» для аварийного орошения устьевого оборудования следует устанавливать лафетный ствол с диаметром насадки не менее 28 мм. Напор у насадки должен быть не менее 0,4 МПа, а радиус компактной струи не менее 30 м. Подводящая к лафетному стволу водопроводная сеть имеет две задвижки. При этом одна задвижка устанавливается в начале ответвления, вторая на расстоянии 20 м от лафетного ствола. Лафетный ствол устанавливается на расстоянии не менее 15 м от устьевого оборудования.

Расход воды для орошения в течение одного часа составит:

V = Q* xt /1000 = 17,2x 3600 /1000 = 62 м³;

Где: V – объём воды, м³;

Q* - расход воды, л/сек;

t – время , сек;

Расход воды (Q*) взят по таблице (п. 1.5. приложение 2 ВНТП 03/170/567-87) для насадки лафетного ствола диаметра 28 мм, радиуса действия компактной струи 30 м и напора 0,4 МПа. Для хранения запаса воды предусматривается установка блока ёмкостей с обогревом суммарным объёмом 100 м³. Подача воды осуществляется электроцентробежным насосом.

Приложение в Мероприятия по предупреждению гидроразрыва пластов (грп) при цементировании скважин

Для предупреждения ГРП, увеличения механической прочности стенок скважины, обеспечения устойчивости под действием перепадов давления между скважиной и пластом, в процессе вскрытия последнего, следует использовать вихревое устройство УОК.
Скорость спуска и подъема бурильной колонны (СПО) производится в соответствии с табл.3.1.4.
Скорость спуска обсадных колонн производится в соответствии с табл. 7.1.8.
Продуктивные отложения цементируются цементным раствором нормальной плотности.
Для снижения гидродинамической нагрузки, проводится ограничение скорости продавливания последней порции тампонажного раствора (последний 1 м³ продавочной жидкости закачивается одним цементировочным агрегатом на второй скорости).
В качестве мероприятия по предупреждению ГРП, следует производить гидроактивацию тампонажной смеси, которой достигается снижение водоотделения и повышается седиментационная устойчивость цементного раствора.
При цементировании проектом предусмотрено использование осреднительной емкости и станции контроля цементирования, чем достигается повышение качества цементного раствора, его соответствия заданной рецептуре и однородности.
Во избежание загустевания тампонажной смеси при смешивании с буровым раствором при продавке, следует применять буферную жидкость в объеме по 5 м³.
До проведения процесса цементирования, должны быть проведены лабораторные исследования тампонажных материалов, с определением сроков загустевания цементного раствора.
Гидравлические расчеты по цементированию обсадных колонн приведены в разделе 7.2 «Цементирование обсадных колонн».
При наличии поглащений в зоне трещиновато-кавернозных отложений коры выветривания и палеозоя, перед креплением хвостовика провести комплекс изоляционных работ. Все мероприятия должны быть согласованы между Заказчиком и Подрядчиком и проведены по отдельному плану.

Приложение г Требования и рекомендации по проведению работ при вскрытии продуктивного горизонта

Снижение проницаемости призабойной части продуктивного пласта происходит при воздействии всех технологических процессов заканчивания скважины: первичное вскрытие пласта бурением, технологические промывки, проведение спуско-подъемных операций (СПО), спуск эксплуатационной колонны и ее цементирование, вторичное вскрытие пласта перфорацией.

В случае невозможности осуществить вскрытие пласта и добуривание скважины до проектной глубины за одно долбление (необходимость отбора керна, вскрытие многопластовых продуктивных горизонтов большой мощности и т.д.) углубление скважины осуществляется минимально возможным количеством рейсов. При этом с целью снижения гидродинамических нагрузок на пласт скорость спуска последних 400 – 500 м бурильного инструмента производится со скоростью, не превышающей 0,5 м/с, а подъем до кровли тарской свиты осуществляется на второй скорости для исключения эффекта поршневания.

Степень отрицательного влияния на пласт зависит также от качества применяемого бурового раствора.

С учетом высокой подверженности продуктивного пласта проникновению составляющих промывочной жидкости, вскрытие продуктивного горизонта следует осуществлять на растворах низкой плотности с малым содержанием твердой фазы и высокой кольматирующей способностью, препятствующей проникновению фильтрата промывочной жидкости в эксплуатационный объект.

В связи с тем, что пластовое давление при разбуривании различных блоков месторождения может существенно отличаться, плотность бурового раствора для каждой конкретной скважины уточняется геологической службой заказчика и отражается в геолого-техническом наряде (ГТН). Не допускается превышение плотности бурового раствора, находящегося в циркуляции не более чем на 0.02 г/см³ от указанной в ГТН.

Для обеспечения качественной очистки призабойной зоны продуктивного пласта в период освоения необходимо снизить силы поверхностного натяжения на границе раздела фаз. С этой целью при бурении скважины за 50 – 100 м до кровли продуктивного пласта требуется ввести ПАВ неионогенной группы в количестве 0.2 т.

Для сохранения продуктивности пласта при цементировании репрессия на пласт должна быть минимально возможной. С этой целью непродуктивная часть скважины цементируется облегченным тампонажным раствором, а для качественного разобщения продуктивных пластов от водоносных, зона продуктивного горизонта цементируется тампонажным раствором нормальной плотности.

С целью получения наиболее эффективной гидродинамической связи «скважина-пласт», предпочтение рекомендуется отдавать перфораторам с высокой пробивной способностью ЗПКО-102 ПП-30, 2” (51) Predator.

При расстоянии от границ интервала перфорации до источника обводнения менее 10 м необходимо применять «щадящий» режим перфорации. В этом случае первым спуском простреливается не более 6 отверстий в интервале перфорации, наиболее удаленном от источника обводнения, затем интервал достреливается до необходимой плотности перфорации.

Выбор режима перфорации (на депрессии или на репрессии) и плотности отверстий на 1 метр определяется исходя из условий залегания продуктивного пласта, его фильтрационными свойствами и степенью загрязнения призабойной зоны в процессе первичного вскрытия продуктивного горизонта.

В случае перфорации пласта на репрессии к перфорационной жидкости предъявляются высокие требования, позволяющие обеспечить максимально возможное сохранение фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта. В связи с этим, в зону перфорации закачивается порция специальной перфорационной жидкости, обладающие низкой фильтратоотдачей, минимальным показателем увлажняющей способности: VIP-120, растворы CaCl₂, KCl, K₂CO₃ с добавками неионогенного ПАВ.

Приложение д Методика определения объемов доливаемого и вытесняемого растворов в процессе спуско-подъемных операций

При производстве спуско-подъемных операций скорости спуска и подъема, момента начала подъема, промежуточные промывки, расширки, проработки и др. должны проводиться в строгом соответствии с Проектом на строительство скважин.

Особое внимание должно быть обращено на предупреждение колебаний гидродинамического давления в скважине при спуске и подъеме бурового инструмента с целью предупреждения потери устойчивости стенок скважины, гидроразрыва пластов или провоцирования проявлений.

При вскрытии газоносных и склонных к поглощению бурового раствора пластов спуск и подъем бурильной колонны следует производить при пониженных скоростях, предусмотренных проектом (таблица 3.1.4), с целью снижения возможности возникновения гидроразрыва проницаемых пород и вызова притока из пласта.

При спуске бурильного инструмента необходимо контролировать поступление вытесняемого из скважины бурового раствора. При отсутствии циркуляции необходимо остановить спуск инструмента, произвести промывку скважины и продолжить спуск инструмента с меньшей скоростью.

Буровая установка должна быть оборудована доливной емкостью с нанесенной градуировкой и уровнемером для определения объема находящегося в ней раствора. При подъеме бурового инструмента через каждые 100 м (объем 0.5 м³) должен производиться контроль объема убываемого из доливной емкости раствора.

В случае обнаружения несоответствия объемов (бурильного инструмента и бурового раствора, убывшего из доливной емкости) необходимо прекратить подъем и предпринять меры по доливу бурового раствора в скважину, после чего произвести промывку. Дальнейший подъем инструмента следует проводить на меньшей скорости.

Приложение е Программа геолого-геофизических исследований

Получение информации о разрезе скважины и ее техническом состоянии обеспечивается проведением комплекса геофизических исследований (ГИС), представленном в том 5, раздел 2, табл 2.4.1.

Геофизические работы должны выполняться специализированной организацией по договору с Заказчиком (предприятием, осуществляющим бурение и добычу углеводородов).

Перед проведением ГИС производится подготовка скважины (промывка, проработка, шаблонирование), обеспечивающая безопасную эксплуатацию геофизической аппаратуры и оборудования, беспрепятственный спуск скважинных глубинных приборов (СГП) в течение времени, для выполнения всего комплекса ГИС. Подготовленность скважины оформляется актом.

Проведение геофизических исследований осуществляется: а) в открытом стволе скважины, б) в обсаженном стволе скважины.

Проведение ГИС в открытом стволе скважины осуществляется для решения следующих задач:

литологическое и стратиграфическое расчленение и корреляции разреза пробуренной скважины;
выделение в разрезе пластов- коллекторов;
разделение коллекторов на продуктивные и водоносные;
определение положения контактов между пластовыми флюидами;
определение эффективных нефтенасыщенных толщин, коэффициентов пористости, нефтенасыщенности, проницаемости пластов - коллекторов;
определение температурного градиента;
определение газонасыщенности вскрываемого разреза;
определение пространственного положения ствола скважины (инклинометрия);
определение конфигурации ствола скважины (кавернометрия).

Для решения вышеперечисленных геологических задач планируется использование следующих методов исследования вскрываемого разреза:

- электрические ( ПС – естественной поляризации, КС- кажущегося сопротивления, БКЗ – бокового каротажного зондирования, БК- бокового каротажа, ИК и ВИКИЗ – индуктивные, резисти виметрия);

- радиоактивные ( ГК – гамма каротаж, НКТ – нейтронный каротаж);

- геохимический ( газовый каротаж);

-механические ( инклинометрия, кавернометрия и профилеметрия, механический каротаж при ГТИ).

Кроме того , в скважине проводится газовый каротаж и механический ( при ГТИ) каротажи.

После спуска и цементирования кондуктора и эксплуатационной колонны выполняются следующие виды геофизических работ:

исследования с целью оценки технического состояния эксплуатационной колонны и качества крепления скважины;
определение пространственного положения обсаженного ствола скважины;

Для определения качества цементирования обсадных колонн применяются акустический (АКЦ , ФКД ) и радиоактивный (ЦМ-8-12 , СГДТ-НВ) методы ГИС. Для контроля техсостояния колонн применяется магнитный локатор муфт (МЛМ) , для определения пространственного положения ствола – инклинометрия.

Комплекс ГИС подразделяется на: а) общие исследования – проводятся в непродуктивной части разреза с шагом квантования по глубине 0.2 м, которому соответствует масштаб глубин 1:500, б) детальные исследования перспективных и продуктивных интервалов – осуществляются с шагом квантования 0.1 м, что соответствует для аналоговой регистрации масштабу глубин 1:200.

Исследования в обсаженном стволе скважины должны периодически повторяться для контроля технического состояния колонны, околоствольной зоны, вплоть до ликвидации скважины.

Приложение ж Регламент контроля за процессом цементирования и изучения состояния крепи после твердения тампонажного раствора

Подготовительные работы к процессу цементирования.

Перед выполнением тампонажных работ проводится опрессовка всех элементов нагнетательного манифольда в собранном виде на полуторакратное давление от ожидаемого при цементировании.
Подготовка к работе цементировочной головки должна включать:

оснащение кранами в количестве, соответствующем числу БМ-700 и насосных агрегатов, подключаемых к головке;
проверку на исправность стопорных болтов и их уплотнений;
проверку резьб под муфту обсадной трубы и крышки;
опрессовку на полуторакратное давление от ожидаемого при цементировании.

1.3. До цементирования скважины необходимо произвести отбор проб и анализ тампонажных цементов на соответствие их ГОСТ 1581-96 «Портландцементы тампонажные. Технические условия».

1.4. Испытание цемента производится в соответствии с ГОСТ 26798.1-96 «Цементы тампонажные. Методы испытаний» и ГОСТ 26798.2-96 «Цементы тампонажные типов 1-G и 1-H. Методы испытаний».

1.5. В лабораторию вместе с пробами цемента следует доставить пробы бурового раствора, технической воды для затворения цемента и химреагентов для подбора рецептуры тампонажного раствора. По результатам испытаний проб тампонажного материала составляется акт, прилагаемый к делу скважины.

1.6. В акте о результатах анализа проб тампонажных материалов должны быть отмечены следующие данные:

номер куста, скважины;
наименование цементируемой колонны и её диаметр;
дата взятия проб;
дата исследований;
марка цемента, завод изготовитель;
тип наполнителя, количество;
дата выпуска партии цемента;
добавки к цементу (наименование, марка, количество, завод изготовитель);
водоцементное (водотвёрдое) отношение;
растекаемость;
условия испытания (давление, температура)
прочность на изгиб;
тонкость помола;
водоотделение;
время загустевания (определение на консистометре);
выход тампонажного раствора из 1т материла;
соответствие ГОСТ 1581-96 «Портландцементы тампонажные. Технические условия».

1.7. За сутки до цементирования скважины следует провести контрольный анализ рецептуры тампонажного раствора.

2.Цементирование обсадных колонн.

2.1. К цементированию обсадных колонн запрещается приступать без наличия плана работ на крепление, утвержденного главным инженером и главным геологом бурового предприятия.

2.2. Количество материалов, химреагентов и цементировочной техники должно соответствовать плану работ на крепление скважины.

2.3. Запрещается производить цементирование обсадной колонны при отсутствии у исполнителей работ результатов контрольных испытаний проб тампонажного материала и подбора рецептуры раствора.

2.4. Для обеспечения лучшего замещения бурового раствора цементным рекомендуется:

закачивать буферную жидкость перед началом закачки цементного раствора в объёме предусмотренном в проекте на строительство скважины;
понижать статическое напряжение сдвига промывочной жидкости перед закачкой цементного раствора до минимально возможных величин.

2.5. Контроль и управление процессами цементирования осуществляется с помощью станции контроля цементирования (КСКЦ-01).

2.6. Во время затворения тампонажной смеси необходимо контролировать плотность приготавливаемых суспензий (помимо КСКЦ-01) отдельно по каждой смесительной машине не реже, чем через каждые 3 минуты. Колебание плотности раствора должно быть не более 0.03 г/см³ от проектной.

2.7. Продолжительность периода цементирования от начала затворения тампонажного раствора должна устанавливаться в плане работ на крепление скважины на основании результатов лабораторных испытаний тампонажных растворов и не превышать 75 % времени начала загустевания тампонажных растворов.

3.Оценка качества цементирования обсадных колонн.

3.1. Оценка качества цементирования обсадных колонн производится с помощью комплекса геофизических исследований (акустический метод, метод рассеянного гамма-излучения, термометрия), а также проверкой герметичности обсадной колонны, предусмотренной проектом на строительство скважины.

3.2. Применение комплекса геофизических исследований.

3.2.1. Для определения качества цементирования обсадных колонн следует применять акустический метод (аппаратура типа АКВ-1; МАК-2; УЗБА-21А).

3.2.2. В сложных горно-геологических условиях (интервалы со значительной кавернозностью, большие диаметры колонн, высокие забойные температуры, применение облегчённых тампонажных смесей) в наклонных и горизонтальных скважинах, многоколонных конструкциях скважин рекомендуется наравне с аналоговыми параметрами регистрировать фазокорреляционные диаграммы (ФКД) (аппаратура типа ИФКД).

3.2.3. В комплексе с акустическим методом применяется метод рассеянного гамма-излучения (ГГК) для уточнения высоты подъёма и плотности тампонажной смеси за колонной, выделения незацементированных интервалов, а также для определения эксцентриситета колонны в скважине и измерения плотности цементного камня (цементомер ЦМ 8-12 и дефектомер-толщиномер типа СГДТ-2; СГДТ-3; СГДТ-НВ). Для проведения термометрии используются термометры типа ЭТМИ-58; ЭТС-24; ТЭГ-60; ТЭГ-36.

3.3. По результатам интерпретации записей акустической и плотностной цементометрии по каждой обсадной колонне должно быть выдано «Заключение по результатам исследований качества цементирования», заверенное подписью ответственного лица.

3.4.Заключение должно содержать следующие данные:

название месторождения, номера скважины и куста;
диаметр и глубина спуска предыдущей колонны (выдаётся буровой организацией);
диаметр и глубина спуска цементируемой колонны (выдаётся буровой организацией);
дата и время цементирования колонны (выдаётся буровой организацией);
дата проведения исследований;
тип прибора;
искусственный забой;
верхняя граница цементного кольца по акустической цементометрии;
высота подъёма тампонажной смеси по акустической цементометрии;
высота подъёма тампонажной смеси по плотностной цементометрии;
граница (цемент - облегчённый цемент) по плотностной цементометрии;

3.5. Запись акустической цементометрии должна содержать «Заключение о качестве цементирования по колонне», которое должно содержать следующее:

сплошное (жёсткое) сцепление цементного камня с колонной и породой;
частичное сцепление цементного камня с колонной и породой;
отсутствие сцепления цементного камня с колонной и породой;

3.6. Запись плотностной цементометрии должна содержать заключение с указанием следующих параметров с распределением по колонне:

плотность цементного раствора:

до 1.3г/см³;
от 1.3г/см³ до 1.7г/см³;
свыше 1.7г/см³.

эксцентриситет колонны;
толщина стенки эксплуатационной колонны;
глубины установки центрирующих фонарей и устройства двухступенчатого цементирования.

Приложение з Техническая характеристика цементов, рекомендованных к применению для крепления скважины

Условноеобозначениецемента	Режим испытания		Характеристика цементного раствора
Условноеобозначениецемента	t, ^oC	В/Ц		плотность цементного теста, г/см³	водоотделение,мл	растекае- мость,мм	тонкость помола,%	время загустевания до консистенции 30 Вс, мин	консистенция цементного теста ч/з 15-30 мин. режима испытаний, Вс	прочность при изгибе, МПа	прочность на сжатие ч/з 8 часов твердения, МПа
1	2	3		4	5	6	7	8	9	10	11
ПЦТ I-50 ГОСТ 1581-96	22+2	0.5		-	 8.7	 200	 12	 90	-	 2.7*	-
ПЦТ I-G-CC-2	52+1	0.44		-	 3.5	-	-	90-120	 30	-	-
ГОСТ 1581-96	38										 2.1
	60										 10.3
РТМ-100 ТУ 5745-001-72225650-2007	75+3	0.5		-	 8.7	 200	 12	 90	-	 3.5**	-
ПЦТ III-Об 4-50	22	0.75		1,40+0,04	 7.5	 200	10	 90	-	0,7*	-
ОТМ 4	22 75+3	0,75		1,40+0,04	 7.5	 200	10	 90	-	0,7* 1,0*	-

Примечание:

* через 2 суток.

** через 1 сутки

Приложение и Методика оценки остаточной прочности обсадных колонн

Радиальный износ обсадной колонны при дальнейшем углублении скважины определяется выражением:

h = (2*c*h*k / a*l)*{S+H_y*(1 / h - 1) + *d*[5S / n*h + (5 / c*h) *(H₂ - H₁)]};

где: S - средняя длина бурильной колонны ниже отметки, в которой определяется радиальный износ, м:

S = H + [(H₂ - H₁) / c] *(c + 1) / 2;

c - число рейсов инструмента;

h - длина замка;

H_y - длина УБТ, м;

l - средняя длина бурильной трубы, м;

d - диаметр замка, м;

n - число труб в одной свече;

Н₁ - глубина бурения из-под кондуктора, начальная, м;

Н₂ - глубина бурения из-под кондуктора, конечная, м;

Н - координата сечения, в которой определяется радиальный износ, отсчитываемая от низа обсадной колонны, м;

а - условный линейный путь трения, м/мм;

а = 21800 - f^-1.595;

где: f - интенсивность пространственного искривления, град / 10 м;

k - поправочный коэффициент, принимаемый 1.3 -1.5.

Приложение к Геолого-технический наряд

Приложение л Нормы времени и проходки на бурение

Согласовано:

Начальник отдела бурения и КРС

ООО «АЛЬЯНСНЕФТЕГАЗ»

_____________ С.В.Альшевский

«______»___________2014 г.

НОРМЫ

времени и проходки на бурение разведочной скважины № 6 Южно-Майского месторождения

Номер норма тивной пачки

Наименование свит и горизонтов

Интервал залегания, м

Тип и размер долота

Роторное и турбинное бурение*

от

до

Сплошное бурение

Отбор керна

Проходка на дол м.

Время на 1м бурен. час.

Проходка на дол.м.

Время на 1м бур. час.

Четвертичные отл.

Черталинская

Тавдинская

Люлинворская, Талицкая

Ганькинская

Славгородская

Ипатовская

Кузнецовская

Покурская

105

265

375

425

505

610

710

730

105

265

375

425

505

610

710

730

1620

III393,7 СЦВ

БИТ295,3ВТ419В

БИТ 215,9 В 513

150,0

3000,0

0,03

0,04

Киялинская

Тарская

1620

2144

2302

БИТ 215,9 В 513

3000

0,04

Куломзинская

Баженовская

Георгиевская

Васюганская

Тюменская

2302

2632

2654

2664

2735

2632

2654

2664

2735

2996

БИТ 215,9 В 513

БИТ 215.9/100 МС

3000

2800

2700

0,04

500

400

0,5

0,50

Пешковская

Кора выветривания

Палеозой

2996

3056

3095

3056

3095

3100

БИТ 215,9 В 513

БИТ 215.9/100 МС

2500

0,04

400

0,50

Примечание: *в нормы времени на бурение, время на промывку скважины не включено.

Приложение м Рецептура бурового раствора

Согласовано:

Начальник отдела бурения и КРС

ООО «АЛЬЯНСНЕФТЕГАЗ»

_____________С.В.Альшевский

«_____»___________2014 г.

Рецептура

Обработки бурового раствора и нормы расхода химических реагентов на строительство разведочной скважины № 6 Южно-Майского месторождения

Наименование химического реагента	ГОСТ, ТУ на изготовление	Норма расхода, кг
Наименование химического реагента	ГОСТ, ТУ на изготовление	На 1м проходки	На 1 м³ раствора
1	2	3	4
На обработку бурового раствора при бурении в интервале 0 – 50м (направление)
Глинопорошок	ТУ39-0147001-105-93			80,0
Сервей	ТУ 2458-007-70896713-2005			1,0
Кволицел HV	ТУ 2231-015-70896713-2005			0,15
НТФК	ТУ 6-09-5283-86			0,08
Лубриол	ТУ 2458-001-74138808-06			3,0
Кальцинированная сода	ГОСТ 5100-85			0,2
Каустическая сода	ГОСТ 2263-79			0,2
Кволицел LV	ТУ 2231-015-70896713-2005			1,0
На обработку бурового раствора при бурении в интервале 50-1000 м (кондуктор)
Глинопорошок	ТУ39-0147001-105-93			80,0
Сервей	ТУ 2458-007-70896713-2005			0,7
Кволицел HV	ТУ 2231-015-70896713-2005			0,5
НТФК	ТУ 6-09-5283-86			0,08
Лубриол	ТУ 2458-001-74138808-06			7,0
Кальцинированная сода	ГОСТ 5100-85			0,2
Каустическая сода	ГОСТ 2263-79			0,2
Кволицел LV	ТУ 2231-015-70896713-2005			1,5
На обработку бурового раствора при бурении в интервале 1000-2640 м (эксплуатационная колонна)
Глинопорошок	ТУ39-0147001-105-93			60,0
Сервей	ТУ 2458-007-70896713-2005			1,0
Кволицел HV	ТУ 2231-015-70896713-2005			1,5
НТФК	ТУ 6-09-5283-86			0,8
Лубриол	ТУ 2458-001-74138808-06			7,0
Кальцинированная сода	ГОСТ 5100-85			0,20
Каустическая сода	ГОСТ 2263-79			0,20
Кволицел LV	ТУ 2231-015-70896713-2005			2,0
ПЭС-1	ТУ 2458-012-20672718-2001			0,5
БСР	ТУ 2458-001-94310333-2006			5,0
На обработку бурового раствора при бурении в интервале 2640-3100 м (эксплуатационная колонна)
Кальцинированная сода	ГОСТ 5100-85			0,60
Каустическая сода	ГОСТ 2263-79			1,50
Пента-465	ТУ 2458-012-20672718-2001			0,7
Polypac R	M-I-SWACO			3,0
Polypac ELV	M-I-SWACO			5,0
KCI	M-I-SWACO			50,0
M-I-Cide	M-I-SWACO			0,3
CaCO₃	M-I-SWACO			85,0
Dreel Free	M-I-SWACO			7,0
Hibtrol	M-I-SWACO			4,0
DUO-VIS	M-I-SWACO			2,0
SAPP	M-I-SWACO			0,6

Примечание:

*) Разовая добавка СНПХ-ПКД-515 в объёме 200 литров осуществляется за 50 метров до вскрытия кровли каждого продуктивного пласта;
Указанная рецептура химобработки бурового раствора по последующим скважинам уточняется по результатам бурения первой скважины;
Допускается использование других химреагентов для обработки полимерглинистого бурового раствора при соблюдении его параметров (таб. 5.1.3.).

Таблица регистрации изменений

Изм.

Номера листов (страниц)

Всего листов (страниц) в док.

Номер док.

Подп.

Дата

изме-ненных

заме-ненных

новых

аннули-рованных

<<< < Предыдущая 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 2526 / 2626

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

#
29.05.20153 Мб652ЭТМ posobie.pdf
#
01.04.2025142 Кб0это кинетика.docx
#
01.05.2025186 Кб3Эффект Джоуля - Томсона.doc
#
29.05.201591 Кб144Эффективная самопрезентация (восстановлен).docx
#
29.05.2015184 Кб11Ээкология-ГЭзочники.doc
#
01.07.20255 Мб1Южно-Майское.docx
#
02.11.2018307 Кб18ЮЛЯ! правленное!.doc
#
29.05.201517 Кб39Юпитер по домам.docx
#
21.11.2019275 Кб2Я.Ф.doc
#
20.08.20192 Мб16ЯДЕРНАЯ ФИЗИКА.doc
#
22.08.20195 Мб14Ядерная физика.doc

Компоновки низа бурильных колонн (кнбк)

Потребное количество элементов кнбк

Суммарное количество и масса элементов кнбк

Рекомендуемые бурильные трубы

Конструкция бурильных колонн

Характеристика и масса бурильных труб, убт по интервалам бурения

Оснастка талевой системы

Режим работы буровых насосов

Распределение потерь давлений в циркуляционной системе

Гидравлические показатели промывки

Крепление скважины

Обсадные колонны

1. Избыточные наружные давления Рни z.

2. Избыточные внутренние давления Рви z.

3. Порядок расчета колонн на равнопрочность

Способы расчёта наружных давлений и опрессовки обсадных колонн

Исходные данные для расчета кондуктора

Исходные данные для расчета эксплуатационной колонны

Распределение давлений по длине колонны

Рекомендуемые типоразмеры обсадных труб

Кондуктор

Эксплуатационная колонна

Параметры обсадных колонн

Суммарная масса обсадных труб

Технологическая оснастка обсадных колонн

Режим спуска обсадных труб

Рекомендуемые значения моментов свинчивания для резьбовых соединений

Расчет давления опрессовки обсадных колонн

Опрессовка обсадных труб и натяжение эксплуатационной колонны

Цементирование обсадных колонн

Общие сведения о цементировании обсадных колонн

Характеристика жидкостей для цементирования

Компонентный состав жидкостей для цементирования и характеристика компонентов

Технологические операции при цементировании и режим работы цементировочных агрегатов

Гидравлическая программа цементирования обсадных колонн

Потребность в смесительных машинах, цементовозах и автоцистернах

Потребное для цементирования обсадных колонн количество цементировочной техники

Потребное для цементирования обсадных колонн количество материалов

Оборудование устья скважины

Спецификация устьевого и противовыбросового оборудования (пво)

Испытание скважины

Испытание скважины в эксплуатационной колонне

Последовательность испытания горизонтов

Объемы строительных и монтажных работ для испытания скважины

Требования и рекомендации по проведению работ при вскрытии продуктивного горизонта

Испытание пластов в процессе бурения

Испытание горизонтов на продуктивность в эксплуатационной колонне

Параметры насосно-компрессорных труб

Характеристика жидкостей и составляющие их компоненты для установки цементных мостов

Потребное количество цементировочной техники для установки цементных мостов.

Потребное количество материалов для установки цементных мостов

Продолжительность испытания (освоения) объектов в эксплуатационной колонне

Продолжительность работы цементировочных агрегатов при испытании скважины в эксплуатационной колонне

Потребное количество материалов для испытания скважины в эксплуатационной колонне

Мероприятия по предупреждению осложнений в процессе установки цементных мостов в эксплуатационной колонне

Дефектоскопия и опрессовка

Сроки проведения дефектоскопии бурового оборудования и инструмента

Опрессовка оборудования и используемая техника

Сроки проведения дефектоскопии бурового оборудования и инструмента.

Обоснование типа буровой установки

Консервация (ликвидация) скважины

Обоснование критериев ликвидации и консервации скважин

Ликвидация скважины

Оборудование ствола ликвидируемой скважины

Оборудование устья ликвидированной скважины

Перечень и порядок оформления документов на ликвидацию скважины

Консервация скважины

Консервация скважины в процессе строительства

Консервация скважины, законченных строительством (испытанием)

Перечень и порядок офрмления документов на консервацию скважины

Продолжительность строительства скважины

Продолжительность бурения и крепления по интервалам глубин

Механизация и автоматизация технологических процессов, средства контроля и диспетчеризации

1.Оборудование киПиА

2.Кабельные линии автоматизации

3. Дизель-электростанция:

4. Котельная:

Перечень законодательных актов рф и нормативно-технических документов

Сведения об объектах испытания

Монтаж и эксплуатация пво