3.2. Подготовка и транспортирование обсадных труб
2.3.2.1. При подготовке труб производятся следующие основные операции: осмотр, гидравлическое испытание, проверка качества резьб калибрами, шаблонирование, сортировка труб и замер их длины с нанесением на них порядкового номера.
Трубы должны иметь заводские сертификаты и маркировку, подтверждающие их соответствие требованиям стандарта или технических условий, а также документ об опрессовке труб. При отсутствии сертификата запрещается использовать обсадные трубы на комплектование колонн.
2.3.2.2. Соответствие внутреннего диаметра трубы номинальному следует проверять по всей ее длине с помощью жесткого шаблона, размеры которого для отечественных и импортных труб указаны в таблице 1.
Таблица 1
РАЗМЕРЫ ЦИЛИНДРИЧЕСКОГО ШАБЛОНА ДЛЯ ОБСАДНЫХ ТРУБ
2.3.2.3. Обсадные трубы необходимо испытывать гидравлическим давлением, величина которого должна превышать расчетное избыточное, действующее на колонну при испытании скважины на герметичность. Продолжительность испытания не менее 30 с.
Значения минимального допустимого давления при испытании обсадных труб на поверхности приведены в таблице 2.
Таблица 2
ВЕЛИЧИНА МИНИМАЛЬНОГО ДОПУСТИМОГО ДАВЛЕНИЯ ОПРЕССОВКИ ТРУБ НА ПОВЕРХНОСТИ
| Номинальный диаметр трубы, мм | 377,0 и более | 273,0 – 351,0 | 219,1 – 244,5 | 177,8 – 193,7 | 168,3 | 139,7 – 146,0 | 114,3 – 127,0 |
| Минимальное давление опрессовки, МПа | 6,0 | 7,0 | 8,0 | 8,5 | 10,0 | 10,0 | 13,0 |
2.3.2.4. Трубы, через которые шаблон не проходит или не выдержавшие гидравлических испытаний, необходимо отбраковывать – на их поверхности устойчивой светлой краской сделать надпись “Брак” и, произведя их опись, уложить на отдельный стеллаж в стороне от буровой так, чтобы исключить возможность ошибочного их спуска в скважину.
2.3.2.5. Сведения о каждой подготовленной трубе заносятся в ведомость, которая служит паспортом и удостоверяет, что трубы прошли соответствующий контроль и допускаются к спуску в скважину.
2.3.2.6. Перевозка обсадных труб должна производиться на специально оборудованных транспортных средствах. Запрещается сбрасывание труб и перетаскивание их волоком. Погрузку, разгрузку и транспортирование обсадных труб следует производить с установленными на резьбах предохранительными кольцами и ниппелями. При этом целесообразно применять специальные прокладки, исключающие удары труб друг о друга.
2.3.2.7. Подготовленные обсадные трубы необходимо уложить штабелями в порядке очередности их спуска в скважину согласно программе работ. Резервные трубы, доставленные на буровую из расчета 50 м на каждые 1000 м подготовленных к спуску обсадных труб, размещаются отдельно. При укладке труб на мостки между рядами необходимо устанавливать прокладки.
2.3.2.8. При подготовке обсадных труб к свинчиванию непосредственно перед спуском в скважину следует ослабить крепление предохранительных колец, снять ниппели, очистить, осмотреть и обезжирить резьбы. Не допускается применение металлических щеток и иных металлических приспособлений для чистки резьб.
Таблица 3
ВНУТРЕННИЕ ДАВЛЕНИЯ, ПРИ КОТОРЫХ НАПРЯЖЕНИЯ В ТЕЛЕ ТРУБЫ ДОСТИГАЮТ ПРЕДЕЛА ТЕКУЧЕСТИ (ДЛЯ ОБСАДНЫХ ТРУБ, ИЗГОТОВЛЯЕМЫХ ПО СТАНДАРТАМ АНИ)
| Наружный диаметр трубы, мм | Толщина стенки трубы, мм | Внутреннее давление, МПа, для труб из стали различных групп прочности | ||||||
| Н-40 | Н-55 и К-55 | С-75 | N-80 | С-95 | Р-110 | Р-150 <*> | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 114,3 | 5,21 | 22,8 | 31,4 | – | – | – | – | – |
| 5,69 | – | 34,4 | – | – | – | – | – | |
| 6,35 | – | 38,3 | 52,2 | 55,8 | 66,3 | 76,6 | – | |
| 7,37 | – | – | 60,7 | 64,6 | 76,8 | 88,9 | – | |
| 8,56 | – | – | – | – | – | 103,4 | 140,9 | |
| 127,0 | 4,59 | – | 30,4 | – | – | – | – | – |
| 6,43 | – | 36,9 | – | – | – | – | – | |
| 7,52 | – | 40,9 | 55,7 | 59,4 | 70,5 | 81,7 | 111,3 | |
| 9,19 | – | – | 68,1 | 72,7 | 86,2 | 99,9 | 136,2 | |
| 139,7 | 6,20 | 22,2 | 30,6 | – | – | – | – | – |
| 6,98 | – | 34,5 | – | – | – | – | – | |
| 7,72 | – | 38,1 | 52,0 | 55,5 | 65,9 | 76,2 | – | |
| 8,17 | – | – | 61,7 | 65,7 | 78,2 | 90,5 | 123,4 | |
| 10,54 | – | – | 70,9 | 75,6 | ,9 | 104,1 | 142,0 | |
| 168,3 | 7,32 | 21,8 | 30,0 | – | – | – | – | – |
| 8,94 | – | 36,6 | 49,9 | 53,3 | 63,3 | 73,3 | – | |
| 10,69 | – | – | 59,2 | 63,1 | 74,9 | 86,9 | – | |
| 12,06 | – | – | 67,4 | 72,0 | 85,4 | 99,0 | – | |
| 177,8 | 5,87 | 16,5 | – | – | – | – | – | – |
| 6,91 | 19,5 | 26,8 | – | – | – | – | – | |
| 0,05 | – | 31,2 | 42,6 | 45,5 | 53,9 | – | – | |
| 9,19 | – | 35,7 | 48,6 | 51,8 | 61,7 | 71,3 | – | |
| 10,36 | – | – | 54,8 | 58,5 | 69,4 | 80,4 | 109,7 | |
| 11,51 | – | – | 60,9 | 64,9 | 77,1 | 89,3 | 121,7 | |
| 12,65 | – | – | 67,0 | 71,4 | 84,8 | 98,2 | 133,8 | |
| 13,72 | – | – | 72,6 | 77,4 | 91,8 | 106,4 | 145,2 | |
| 193,7 | 7,62 | 19,7 | – | – | – | – | – | – |
| 8,33 | – | 29,7 | 40,5 | 43,1 | 51,3 | – | – | |
| 9,52 | – | – | 46,2 | 49,2 | 58,6 | 67,9 | – | |
| 10,92 | – | – | 53,0 | 56,6 | 67,2 | 77,8 | 106,0 | |
| 12,70 | – | – | 61,7 | 65,7 | 78,1 | 90,4 | 123,3 | |
| 15,11 | – | – | – | – | – | – | 146,8 | |
| 219,1 | 6,71 | – | 21,1 | – | – | – | – | – |
| 7,72 | 17,7 | – | – | – | – | – | – | |
| 8,94 | 20,5 | 28,1 | – | – | – | – | – | |
| 10,16 | – | 31,9 | 43,6 | 46,5 | 55,2 | – | – | |
| 11,43 | – | – | 49,1 | 52,3 | 62,2 | 72,0 | – | |
| 12,70 | – | – | 54,5 | 58,2 | 69,1 | 74,8 | 109,0 | |
| 14,15 | – | – | 60,8 | 64,8 | 77,0 | 89,1 | 121,5 | |
| 244,5 | 7,92 | 18,3 | – | – | – | – | – | – |
| 8,94 | 18,3 | 25,2 | – | – | – | – | – | |
| 10,08 | – | 28,3 | 37,7 | 41,2 | 48,8 | – | – | |
| 11,05 | – | – | 42,5 | 45,4 | 53,8 | 62,4 | – | |
| 11,99 | – | – | 46,2 | 49,2 | 58,4 | 67,7 | – | |
| 13,84 | – | – | 53,2 | 56,8 | 67,5 | 78,1 | 106,5 | |
| 15,11 <**> | – | – | – | – | – | – | 116,3 | |
| 15,88 <**> | – | – | – | – | – | – | 122,1 | |
| 19,05 <**> | – | – | – | – | – | – | 129,5 | |
| 273,0 | 7,08 | 13,0 | – | – | – | – | – | – |
| 8,89 | 16,3 | 22,4 | – | – | – | – | – | |
| 10,16 | – | 25,7 | – | – | – | – | – | |
| 11,43 | – | 28,8 | 39,3 | 42,0 | 49,8 | 57,8 | – | |
| 12,57 | – | – | 43,3 | 46,2 | 54,8 | 63,5 | – | |
| 13,84 | – | – | – | – | – | 69,9 | – | |
| 15,11 | – | – | – | – | – | 76,4 | 104,0 | |
| 16,51 <**> | – | – | – | – | – | – | 113,8 | |
| 17,78 <**> | – | – | – | – | – | – | 122,4 | |
| 19,05 <**> | – | – | – | – | – | – | 131,2 | |
| 298,4 | 8,46 | 14,2 | – | – | – | – | – | – |
| 8,52 | – | 22,0 | – | – | – | – | – | |
| 11,05 | – | 25,5 | – | – | – | – | – | |
| 12,42 | – | 28,7 | 39,1 | 41,8 | 49,5 | – | – | |
| 339,7 | 8,38 | 12,4 | – | – | – | – | – | – |
| 8,65 | – | 19,6 | – | – | – | – | – | |
| 10,92 | – | 22,1 | – | – | – | – | – | |
| 12,9 | – | 24,7 | – | – | – | – | – | |
| 13,06 | – | – | 36,1 | 38,5 | 45,8 | 53,0 | 72,2 | |
| 13,97 <**> | – | – | 38,7 | 41,3 | – | – | – | |
| 15,44 <**> | – | – | 42,8 | 45,6 | – | – | – | |
| 18,26 <**> | – | – | 45,0 | 47,9 | – | – | – | |
| 406,4 | 9,52 | 11,7 | – | – | – | – | – | – |
| 11,13 | – | 18,8 | – | – | – | – | – | |
| 12,57 | – | 21,3 | – | – | – | – | – | |
| 16,66 <**> | – | 28,3 | 38,5 | 41,2 | – | – | – | |
| 18,16 <**> | – | – | – | 44,9 | – | – | – | |
| 473,1 | 11,05 | 11,7 | 16,1 | – | – | – | – | – |
| 508,0 | 11,13 | 11,0 | 15,1 | – | – | – | – | – |
| 12,70 | – | 17,2 | – | – | – | – | – | |
| 16,13 | – | 21,9 | – | – | – | – | – | |
2.3.2.9. Запрещается сварка обсадных труб или термическая их резка, а также тепловой нагрев с целью облегчения развинчивания соединений.
4.1. Спуск обсадных колонн в один прием
2.4.1.1. Для спуска обсадных труб следует применять соответствующие по размерам и грузоподъемности элеваторы, клиновые захватные устройства (спайдеры) и пневмоклиновые захваты.
2.4.1.1.1. Элеваторы для обсадных труб должны быть всегда очищены от грязи, снега и льда.
Защелка замка элеватора должна иметь фиксирующее устройство, предотвращающее самопроизвольное открывание элеватора на обсадной трубе.
2.4.1.1.2. Грузоподъемность штропов должна соответствовать или быть больше грузоподъемности элеватора, на их поверхности не должно быть выбоин и трещин, а износ шеек штропов должен быть в пределах нормы.
Разновысокость внутренних опорных поверхностей комплекта штропов не должна превышать 6 мм. Запрещается применение штропов из разных комплектов.
2.4.1.1.3. Запрещается пользоваться элеваторами, если обнаружены следующие дефекты:
– износ опорной поверхности под муфту труб более 2 мм;
– прогиб нижних лап корпуса более 7 мм;
– выработка проушин в месте посадки штропов;
– трещина в корпусе, створке и защелке;
– люфт в шарнирных соединениях створки (дверцы);
– заедание в шарнире замка;
– деформация или слом пружины;
– неисправность фиксирующего устройства.
2.4.1.1.4. Размеры клиньев спайдера должны соответствовать размеру спускаемых обсадных труб. При поднятых клиньях муфта обсадной трубы должна свободно проходить через спайдер, при опускании клиньев последние должны надежно захватывать тело трубы.
2.4.1.1.5. Спайдер должен устанавливаться на подроторные балки.
2.4.1.2. Затаскивание обсадных труб с мостков в буровую следует осуществлять при навинченных предохранительных кольцах.
При затаскивании труб через каждую из них необходимо пропускать жесткий шаблон, размеры которого приведены в таблице 1. Операцию шаблонирования труб следует закрепить за ответственным лицом из числа помощников бурильщика.
Данные по каждой трубе должны быть в порядке спуска занесены в журнал, форма которого приведена в таблице 4.
Таблица 4
ФОРМА ЖУРНАЛА ДЛЯ РЕГИСТРАЦИИ ТРУБ В СОСТАВЕ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ
2.4.1.3. Обсадные трубы следует оборудовать комплексом элементов технической оснастки: башмаком, обратным клапаном, центраторами и, при необходимости, наружными пакерующими устройствами, скребками и др.
2.4.1.4. Количество элементов технической оснастки и порядок их размещения по длине ствола определяются проектом на строительство скважины для каждой обсадной колонны (направление, кондуктор, промежуточная, эксплуатационная) с учетом конкретных геолого-технических условий строительства скважины в соответствии с рекомендациями, приведенными в инструкциях по эксплуатации упомянутых устройств и приспособлений. Расстановка центраторов должна производиться в соответствии с расчетом.
В процессе спуска обсадных труб в скважину необходимо в учетной ведомости зарегистрировать фактические данные о количестве и местах (глубины по стволу) установки каждого элемента оснастки.
2.4.1.5. Посадка элеватора на стол ротора должна осуществляться плавно, с обеспечением удобства и безопасности работ по снятию и переносу штропов.
2.4.1.6. В целях повышения герметичности резьбовых соединений и снижения сил трения перед свинчиванием резьбу обсадных труб покрывают соответствующей смазкой, рекомендуемой проектом на строительство скважины.
2.4.1.7. Величина крутящего момента при докреплении резьбовых соединений зависит от типоразмеров обсадных труб и регламентируется заводом-изготовителем. Примерные величины крутящих моментов приведены в таблице 5.
Таблица 5
МОМЕНТЫ СВИНЧИВАНИЯ ОБСАДНЫХ ТРУБ, КНМ
| Диаметр трубы, мм | Резьба закругленного профиля | ОТТМ | ОТТГ, ТБО | ОГ-1м | |
| толщина стенки, мм | |||||
| < 9 | > 9 | ||||
| 114,3 | 3,0 – 4,3 | – | 3,3 – 4,7 | 3,9 – 5,2 | 3,0 |
| 127,0 | 3,3 – 5,1 | 6,0 | 3,4 – 4,8 | 4,0 – 5,4 | 3,5 |
| 139,7 | 5,0 – 6,0 | 7,0 – 8,8 | 3,7 – 6,0 | 5,8 – 8,0 | 4,0 |
| 146,1 | 5,0 – 6,0 | 7,6 – 9,6 | 4,3 – 6,1 | 6,0 – 8,2 | 4,0 |
| 168,3 | 6,0 – 7,9 | 9,1 – 12,8 | 4,3 – 6,6 | 6,9 – 10,7 | 4,5 |
| 177,8 | 7,1 – 8,4 | 9,7 – 13,6 | 4,4 – 7,0 | 7,0 – 11,0 | 4,5 |
| 193,7 | 7,4 – 9,6 | 11,2 – 15,7 | 4,9 – 8,4 | 7,5 – 11,5 | 5,5 |
| 219,1 | 11,6 | 13,5 – 19,2 | 5,3 – 8,5 | 9,9 – 16,0 | 6,5 |
| 244,5 | 13,1 | 15,2 – 21,6 | 5,6 – 10,2 | 11,4 – 21,9 | 7,5 |
| 273,1 | 11,8 – 15,2 | 17,8 – 25,4 | 5,8 – 9,4 | 12,6 – 21,6 | 8,5 |
| 298,5 | 16,8 | 19,6 – 27,9 | 6,0 – 8,7 | – | – |
| 323,9 | – | 21,6 – 30,8 | 7,5 – 9,6 | – | – |
| 339,7 | – | 23,4 – 33,4 | 7,8 – 8,9 | – | – |
| 351,0 | – | 23,4 – 33,4 | – | – | – |
| 377,0 | – | 23,4 – 33,4 | – | – | – |
| 406,4 | – | 30,0 – 43,0 | – | – | – |
| 425,5 | – | 30,0 – 43,0 | – | – | – |
| 508,0 | – | 49,4 | – | – | – |
2.4.1.8. После свинчивания и крепления соединений резьба ниппельного конца трубы должна быть завинчена в муфту таким образом, чтобы последняя нитка резьбы совпала с плоскостью торца муфты. Отклонения от этого требования допускаются в пределах 1 нитки резьбы.
Соединения труб ОТТГ и ТБО должны быть свинчены до отказа по упорным торцам и уступам.
После свинчивания труб с соединениями ОТТМ торец муфты должен совпадать с концом сбега резьбы на трубе или не доходить до него не более чем на 5 мм.
2.4.1.9. В целях предупреждения возможности отвинчивания нижних обсадных труб кондукторов (в процессе последующего углубления скважины) рекомендуется во время спуска электросваркой обварить прерывистым швом нижние 5 – 6 свинченных и закрепленных резьбовых соединений.
При спуске сварных обсадных колонн следует руководствоваться соответствующими инструкциями (справочными пособиями по креплению скважин) и указаниями по электродуговой или контактной сварке обсадных труб.
Применение электросварки для “усиления” резьбовых соединений обсадных труб, свинченных с отклонением от норм и требований, запрещается.
2.4.1.10. Буровой мастер, бурильщик или другое ответственное лицо должны осуществлять контроль за правильным свинчиванием и докреплением резьбовых соединений обсадных труб.
2.4.1.11. В процессе спуска обсадной колонны необходимо контролировать характер заполнения ее по объему вытесняемой из скважины жидкости и изменению нагрузки на крюке.
2.4.1.12. При отказе в работе обратного клапана, обеспечивающего самозаполнение колонны, или при использовании клапана другой конструкции необходимо периодически (через указанное в плане работ количество спущенных труб) производить долив бурового раствора в колонну.
2.4.1.13. Допустимая высота незаполнения (опорожнения) обсадных колонн в процессе их спуска (h, м) при четырехкратном запасе прочности определяется по формуле:
где:
P – меньшая из двух величин – давления смятия обсадных труб или давления опрессовки обратного клапана, МП;
g – ускорение свободного падения, м/кв. сек.;
ро – плотность бурового раствора в скважине, кг/куб. м.
2.4.1.14. В процессе спуска обсадных колонн необходимо производить восстановление циркуляции или промежуточные промывки ствола, периодичность которых определяется проектом на строительство скважины для каждой конкретной колонны (направление, кондуктор, промежуточная и эксплуатационная) с учетом опыта крепления на данной площади.
В случае возникновения признаков осложнений (посадки, затяжки, разгазирования бурового раствора и т.п.), а также после спуска обсадных труб до забоя скважины следует промыть колонну и ствол скважины при максимальной производительности буровых насосов, не допуская возможности гидроразрыва пород, в течение времени, необходимого для полной очистки бурового раствора от шлама и приведения его параметров в соответствие с проектом на строительство скважины. Скорость восходящего потока в затрубном пространстве должна быть не менее 1,0 м/сек.
2.4.1.15. Восстановление циркуляции и последующую промывку скважины следует начинать при заполненной до устья буровым раствором обсадной колонне и минимальной подаче насосов с постепенным увеличением ее до необходимой величины, предусмотренной проектом на строительство скважины.
2.4.1.16. В случае возникновения признаков поглощения и снижения уровня жидкости в затрубном пространстве следует принять меры по заполнению его буровым раствором и восстановить циркуляцию или принять другое решение в зависимости от конкретных геолого-технических условий, оставаясь в пределах, разрешенных проектом на строительство скважины.
2.4.1.17. В целях предотвращения прихвата обсадной колонны в процессе заполнения ее буровым раствором, восстановления циркуляции и промежуточных промывок колонну необходимо периодически расхаживать. В промежутках между расхаживаниями колонну следует держать в подвешенном состоянии.
2.4.1.18. Во избежание гидроразрыва горных пород и поглощений бурового раствора, а в некоторых случаях – смятия обсадных труб скорость спуска обсадных труб с обратным клапаном должна быть равномерной и регламентирована в соответствии с расчетами, приведенными в проекте на строительство скважины.
2.4.1.19. Если при спуске обсадных труб имеют место посадки и затяжки, которые не представляется возможным ликвидировать посредством промывок и расхаживания, то трубы необходимо поднять и ствол скважины подготовить заново в соответствии с рекомендациями настоящей Инструкции.
Допустимые посадки и затяжки при спуске обсадных труб должны быть регламентированы местными нормами и указаны в плане работ на спуск, исходя из условий и опыта крепления скважин в данном районе буровых работ.
2.4.1.20. С целью предупреждения возможности преждевременного износа (вследствие истирания бурильными трубами) устьевого участка ранее спущенной колонны в скважинах со сложной конструкцией и продолжительными сроками бурения предусматривается проектом на устье устанавливать вместо обычных обсадных труб одну или две специальные толстостенные трубы соответствующего диаметра.
2.4.1.21. Допуск обсадных колонн до забоя, которые предусматривается оборудовать колонными головками, противовыбросовыми устройствами или фонтанной арматурой, следует осуществлять без подгоночных патрубков.
2.4.1.22. Последние (верхние) одну или две трубы рекомендуется спускать в скважину с минимальной скоростью и одновременной промывкой. При этом запрещается производить частичную или полную разгрузку обсадной колонны на забой скважины.
2.4.1.23. По окончании спуска обсадных труб колонна должна быть подвешена на талевой системе для обеспечения возможности ее расхаживания в процессе цементировочных работ или периодического перемещения ее вниз в случае увеличения растягивающих усилий на крюке в период цементирования.
2. Требования безопасности при прострелочных работах
3.2.1. На проведение прострелочных работ составляется план с указанием кратких данных по скважине, объемов подготовительных работ, техники и технологии процесса, необходимых материалов.
3.2.2. Перед прострелочными работами на скважинах, вышедших из бурения, должно быть проверено наличие актов опрессовок эксплуатационной колонны, элементов устьевого оборудования, манифольдов и фонтанной арматуры:
– эксплуатационная колонна – в соответствии с инструкцией по испытанию обсадных колонн на герметичность;
– колонная головка – на рабочее давление;
– фонтанная арматура – в механических мастерских предприятия на пробное давление;
– фонтанная арматура после ее установки на устье скважины – на рабочее давление;
– манифольд в собранном виде на устье – на полуторакратное давление опрессовки эксплуатационной колонны.
3.2.3. Перед началом прострелочных работ и работ по приготовлению растворов, осуществлению технологического процесса руководителем работ проводится инструктаж членов бригады освоения по технологии, мерам безопасности и обязанностям каждого члена бригады.
3.2.4. До закачки рабочих жидкостей в скважину нагнетательные линии агрегатов должны быть опрессованы на полуторакратное ожидаемое рабочее давление.
3.2.5. Перед спуском в скважину сборки инструмента с НКТ необходимо убедиться в исправности бурового станка, насосов, превентора, задвижек фонтанной арматуры и контрольно-измерительной аппаратуры (индикатора веса, манометров, расходомеров). Составляется акт о проведении профилактики оборудования.
3.2.6. Запрещается ремонтировать коммуникации во время закачки жидкостей в скважину. При необходимости ремонта следует прекратить закачку, снизить давление до атмосферного.
3.2.7. Готовность скважины к прострелочным работам оформляется актом, который подписывается мастером, геологом, энергетиком, представителем геофизической партии и передается начальнику геофизической партии.
3.2.8. Интервал перфорации определяют на основании промыслово-геофизических исследований, объем которых должен соответствовать типовому и обязательному комплексу.
3.2.9. Готовят перфоратор, выполняют работы по опрессовке и сборке отдельных элементов компоновки низа инструмента. Перед спуском заряженного перфоратора в скважину спускают шаблон с глубинным манометром для проверки проходимости приборов и уточнения забойного давления в зоне перфорации.
3.2.10. Во время перфорации должно быть установлено наблюдение за уровнем жидкости на устье скважины. Его снижение не допускается. Запрещается проведение прострелочных работ при переливе и поглощении заполняющей скважину жидкости (бурового раствора).
Перфорация производится в среде жидкости, не имеющей твердой фазы и совместимой с пластовыми флюидами.
3.2.11. При подъеме инструмента должен обеспечиваться непрерывный долив скважины жидкостью, которой заполнялась скважина.
3.2.12. Для различных пластов в таблице 1 приводится рекомендуемая плотность перфорации перфораторами ПКСУ-80Т для условия создания конечной плотности за один залп, то есть без промежуточного освоения пласта между отдельными спусками перфоратора.
При использовании перфораторов с повышенной пробивной способностью, соответствующей ПКО-89 или близкой к этой величине, плотность перфорации может быть снижена на 50%.
Таблица 1
РЕКОМЕНДУЕМАЯ ПЛОТНОСТЬ ПЕРФОРАЦИИ ДЛЯ РАЗЛИЧНЫХ ПЛАСТОВ
| Категория пород | Проницаемость, кв. мкм | Плотность перфорации, отв./м | |
| при депрессии | при репрессии | ||
| Слабоуплотненные песчано-алевролитовые породы с глинистым цементом | > 0,1 | 6 | 12 |
| < 0,1 | 10 – 12 | 12 – 18 | |
| Уплотненные песчано-алевролитовые породы с кварцевым и карбонатно-глинистым цементом | > 0,001 | 18 – 20 | 18 – 20 |
| Карбонатные породы, аргиллиты и др., в которых отсутствует трещиноватость | < 0,001 | 18 – 20 | 20 – 24 |
| Сильно уплотненные песчаники, алевролиты, известняки, доломиты, мергели и другие породы с развитой трещиноватостью | > 0,01 | 10 – 12 | 18 – 20 |
| < 0,01 | 12 | 18 – 24 | |
| Тонкослоистые | 20 | 20 – 24 | |
3.2.13. При вскрытии пластов при депрессии в скважину обязательно должны быть спущены НКТ и устье скважины должно быть герметизировано фонтанной арматурой, а ствол скважины должен быть промыт водой с последующей заменой на облегченную жидкость: нефть, дизтопливо, ИЭР, РНО, пену и т.п. (табл. 2), или часть ствола скважины должна быть освобождена от воды и заменена инертным газом (азотом) до допустимой для данного коллектора депрессии.
Таблица 2
КЛАССИФИКАЦИЯ УСЛОВИЙ ВСКРЫТИЯ ПЛАСТОВ ПЕРФОРАЦИЕЙ
| Условия вскрытия | Состояние пластового давления | Рекомендуемые жидкости для заполнения скважин (интервала перфорации) | Категория скважины | Рекомендуемые типоразмеры перфоратора |
| При депрессии | Гидростатическое и более, АНПД | Нефть, вода, пена | Добывающие, нагнетательные, разведочные | ПНКТ73, ПНКТ89, ПР43, ПР54, КПРУ 65 |
| При репрессии | Гидростатическое и более | ИЭР, минерализованные водные растворы и растворы на нефтяной основе | Добывающие, разведочные, нагнетательные | Все типы корпусных и бескорпусных кумулятивных перфораторов |
3.2.14. Выбор жидкости для вскрытия пластов при репрессии проводится исходя из условий обеспечения безопасного проведения перфорации и высокой пропускной способности простреленных каналов. Плотность перфорационной среды должна превышать плотность продавочной жидкости не менее чем на 20 кг/куб. м:
– в скважинах, вскрывающих продуктивные пласты на углеводородных буровых растворах, в качестве перфорационной среды должны применяться только углеводородные жидкости без твердой фазы. Если же возникает необходимость утяжеления перфорационных жидкостей, то их следует утяжелять легкорастворимыми солями (CaCO3, FeCO3);
– в скважинах, вскрывающих продуктивные пласты с проницаемостью более 0,05 кв. мкм на глинистых пресных буровых растворах, в качестве перфорационных сред могут применяться растворы типа ИЭР. При этом необходимое количество (3 – 5 куб. м) ИЭР закачивают через НКТ на забой скважины (из расчета заполнения интервала перфорации и на 100 – 150 м выше);
– в скважинах, вскрывающих продуктивные пласты на минерализованных растворах, и в скважинах с низким пластовым давлением, в которых предполагается насосная эксплуатация, в качестве перфорационных сред могут применяться минерализованные водные растворы.
3.2.15. При вскрытии неоднородных пластов, представленных чередованием коллекторов с непроницаемыми прослоями, непроницаемые прослои толщиной более одного метра не должны вскрываться перфорацией.
3.2.16. При выборе типа стреляющей аппаратуры (табл. 3) необходимо учитывать величину пластовой температуры, которой должны соответствовать не только заряды, но и детонирующий шнур и взрывные патроны (детонаторы).
3.2.17. Из выбранной группы последовательно исключают перфораторы, непригодные из-за:
– плохого цементного камня, близости ВНК и ГНК, наличия значительных дефектов в стенках обсадных труб (в таких случаях исключают бескорпусные перфораторы, табл. 3);
– недостаточных диаметральных зазоров между перфоратором и стенкой обсадных труб (табл. 4);
– наличие более одной колонны обсадных труб в интервале перфорации (табл. 3).
Таблица 3
КОМПЛЕКС СТРЕЛЯЮЩИХ ПЕРФОРАТОРОВ, РЕКОМЕНДУЕМЫХ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПЛАСТОВ
| Основные технические характеристики перфоратора | Тип перфоратора | ||||||||||
| кумулятивные | |||||||||||
| корпусные | бескорпусные | пулевые | |||||||||
| ПК85ДУ | ПК80Н | ПНК73 | ПНКТ73 | ПКО73 | ПКОТ73 | ПКСС60 | ПКС80Т | ПР43 | КПР | ПВКТ70 | |
| ПК105ДУ | ПК95Н | ПНКТ89 | ПНКТ89 | ПКО89 | ПКОТ89 | ПКСС73 | ПКС105Т | ПР54 | У65 | ПВТ73 | |
| ПКСС89 | |||||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 |
| Максимальное гидростатическое давление, МПа | 100 | 100 | 70 | 100 | 70 | 120 | 150 | 80 | 80 | 80 | 100 |
| Максимальная температура, град. C | 200 | 200 | 150 | 170 | 200 | 200 | 250 | 150 | 150 | 150 | 200 |
| Максимальный диаметр обсадной колонны (или НКТ для малогабаритных перфораторов), мм | 76 | ||||||||||
| 96 | 96 | 96 | 96 | 96 | 96 | 96 | 96 | 50 | |||
| 118 | 118 | 118 | 118 | 118 | 118 | 118 | 118 | 62 | 76 | 96 | |
| Число колонн в интервале перфорации | 1 – 2 | 1 – 3 | 1 – 3 | 1 – 3 | 1 – 3 | 1 – 3 | 1 – 3 | 1 – 3 | 1 – 2 | 1 – 2 | 1 – 3 |
| Р, репрессия ” “, депрессия “-“ | – | – | – | – | |||||||
| Максимальное число зарядов, отстреливаемых за 1 спуск | 20 | 100 | 100 | ||||||||
| 250 | 250 | 100 | 100 | 20 | 100 | 100 | 100 | 12 | |||
| 42 | 42 | 250 | 250 | 100 | 100 | 15 | 10 | ||||
| Максимальная плотность за 1 спуск, отв./м | 12 | ||||||||||
| 12 | 12 | 6 | 6 | 10 | 10 | 10 | 11 | 10 | 8 | 2 | |
| 6 | 6 | ||||||||||
| Полная длина канала в комбинированной мишени при твердости породы 700 МПа | 145 | 165 | 180 | ||||||||
| 95 | 185 | 155 | 155 | 155 | 155 | 175 | 275 | 150 | 200 | ||
| 145 | 255 | 250 | 250 | 250 | 250 | 200 | |||||
| Средний диаметр канала, мм, при твердости породы 700 МПа | 5 | 10 | 11 | 11 | 11 | 11 | 7 | 8 | 8 | 9 | 25 |
| 8,5 | 12 | 12 | 12 | 12 | 12 | 9 | 12 | 10 | 20 | ||
| 10 | |||||||||||
Таблица 4
МАКСИМАЛЬНО ДОПУСТИМЫЕ ЗАЗОРЫ МЕЖДУ СТРЕЛЯЮЩИМ ПЕРФОРАТОРОМ И СТЕНКОЙ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ ПО ДИАМЕТРУ
| Тип перфоратора | Диаметр или поперечный габарит перфоратора, мм | Плотность жидкости в скважине, г/куб. см | Минимальный зазор, мм |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Кумулятивные ПК | 80 – 105 | <= 1,5 | 13 |
| > 1,6 | 15 – 22 | ||
| ПКО | 73 – 89 | <= 1,5 | 20 |
| > 1,6 | 22 – 30 | ||
| ПКС | 80 – 105 | <= 1,5 | 13 |
| > 1,6 | 22 – 30 | ||
| ПР | 43 – 54 | <= 1,0 | 5 – 8 |
| ПКОС | 60, 73, 89 | <= 1,5 | 16 |
| > 1,6 | 19 | ||
| КПРУ | <= 1 | 11 | |
| Пулевые ПВКТ, ПВТ | 70 – 73 | 0,8 – 2,3 | 23 |
3.2.18. Из оставшихся перфораторов выбирают наиболее производительные и с большей пробивной способностью. При этом учитывают особенности перфораторов, состоящие в следующем:
– перфораторы ПНК и ПНКТ не могут применяться, если после перфорации необходим спуск глубинных приборов через НКТ в интервал перфорации, когда в процессе вызова притока ожидается вынос из пласта больших объемов твердой фазы, при гидростатическом давлении на уровне установки перфораторов менее 10 МПа при создании депрессии, при вскрытии пластов, содержащих нефть с агрессивными компонентами (CO2, H2S);
– наращивание плотности перфорации, интенсификации притока при использовании ПНК и ПНКТ требуют полного подъема НКТ;
– в скважинах с большим углом (> 30) и с локальными препятствиями в обсадных трубах ПНК и ПНКТ имеют преимущества по проходимости;
– перфораторы ПР и КПРУ не могут быть применены при заполнении интервала перфорации глинистыми растворами, при вскрытии приконтактных зон (ГНК, ВНК), при углах наклона ствола более 40 и при вскрытии пластов, содержащих нефть с агрессивными компонентами (CO2, H2S), из-за возможности утечек в лубрикаторе.
3.2.19. Вскрытие пластов при депрессии может осуществляться только перфораторами ПР, КПРУ, ПНК, ПНКТ.
3.2.20. Корпусные перфораторы (ПК, ПКО) оказывают на колонну и цементное кольцо меньшее воздействие, чем бескорпусные, поэтому они используются в газовых скважинах, а также в скважинах с близкой подошвенной водой, газовой шапкой (до 10 м) и близко залегающими водоносными, газоносными горизонтами, т.е. в скважинах, где нужно обеспечить сохранность колонны и цементного камня выше и ниже интервала перфорации.
3.2.21. Продуктивные нефтеносные пласты, удаленные от водоносных и газоносных горизонтов и от ВНК, ГНК менее чем на 10 м, вскрываются корпусными перфораторами плотностью не более 10 отв./м с числом зарядов за один спуск не более 40.
3.2.22. Гидроабразивная перфорация применяется при невозможности использования или неэффективности кумулятивной и других методов перфорации, а также при необходимости вскрытия продуктивных пластов небольшой толщины.
3.2.23. Для гидроабразивной перфорации в качестве рабочей жидкости используются буровые растворы, которыми вскрывается продуктивный пласт, содержащие в качестве абразива мелкодисперсный шлам выбуренных пород, либо вновь приготовленный буровой раствор (глинистый, полимерный и др.), совместимый с пластовым флюидом и содержащий в качестве абразива песок фракции 0,4 – 0,8 мм, 30 – 50 г/л раствора.
Указанные смеси для перфорации скважин на месторождениях с аномально низкими пластовыми давлениями использовать не рекомендуется.
3.2.24. Гидроабразивная перфорация наиболее эффективна при перепадах давления на насадках более 7 МПа (скорость струи 100 м/с).
3.2.25. После окончания перфорации составляют акт о перфорации и спускают колонну НКТ до забоя и промывают скважину до чистой воды обратной циркуляцией водным раствором ПАВ с массовой долей 0,1%, затем проводят подготовительные работы к освоению скважины.
