Перечень нормативных документов, использованных при составлении Регламента

1. РД 39-0147585-166-98. Регламент по бурению боковых стволов и углублению забоев из ранее пробуренных скважин. Согласован с Приволжским Управлением Госгортехнадзора 01.10.98. Утвержден главным инженером АО Татнефть» 10.10.98.

2. ПБ 08-624-03 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» Утверждены Постановлением Госгортехнадзора России № 56 от 05.06.03.

3. Гилязов Р.М. Бурение нефтяных и газовых скважин с боковыми стволами. М., Недра, 2002.

4. Отраслевой реестр «Перечень химпродуктов, согласованных и допущенных к применению в нефтяной отрасли» по состоянию на 25.02.2003. Утвержден Департаментом нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности Минэнерго России 27.02. 2003.

5. РД 39-0147585-214-00. Методическое руководство по проектированию, строительству, геофизическим и промысловым исследованиям, эксплуатации горизонтальных скважин и разработке нефтяных месторождений с применением горизонтальной технологии. Утвержден генеральным директором ОАО «Татнефть» 07.10.2000.

6. РД 08-492-02. Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов. Утверждена Постановлением Госгортехнадзора России № 22. 22.05.2002. (регистрационный № 3759 от 30.08.2002.).

7. Технические условия на монтаж ПВО.

8. РД 39-0147585-200-00. Сборник инструкций, РД и регламентов по технологии вскрытия продуктивных горизонтов терригенных и карбонатных отложений на месторождениях АО «Татнефть». Утвержден главным геологом ОАО «Татнефть». 1999.

9. РД 39-0147585-232-01. Регламент на заканчивание скважин строительством. Согласован с Приволжским Управлением Госгортехнадзора 24.08.2001. Утвержден главным инженером ОАО Татнефть» 04.09.2001.

10. РД 0147585-201-00. Сборник инструкций, регламентов и РД по технологии крепления скважин на месторождениях АО «Татнефть». Утвержден заместителем генерального директора ОАО «Татнефть». 1999.

11. РД 153-39.0-337-04. Инструкция по изоляции зон осложнений оборудованием локального крепления при бурении скважин. Согласовано с Госгортехнадзором России. Письмо № 10-03/3 от 08.01.2004.

12. РД 39-0147585-181-99. Регламент по технологии перфорации 102 мм и 104 мм обсадных колонн (хвостовиков) с применением гидромеханических перфораторов (ПГМ-102, ПГМ-114).

13. Технические условия по установке за палец свеч бурильных труб  73-89 мм на установках БУ-75 БрЭ, БУ-1600 ЭП, БУ-2500 ЭП. Согласованы с Управлением Приволжского округа Госгортехнадзора России 2.09.98.

14. Основные положения об организации работы по охране труда нефтяной промышленности. Утверждены Минтопэнерго и согласованы ГГТН России 11.03.1993.

15. Правила устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов. Утверждены ГГТН России 30.12.1992.

16. Правила устройства и безопасной эксплуатации подъемников (вышек) ПБ-10-11-92. Утверждены ГГТН России 19.11.1992.

17. Инструкция по техническому расследованию и учету аварий, не повлекших за собой несчастных случаев, на подконтрольных ГГТН СССР предприятиях и объектах. Утверждена ГГТН СССР 11.07.1985.

18. Типовые инструкции:

- по безопасности работ при строительстве нефтяных и газовых скважин (Книга I);

- по безопасности работ при разработке нефтяных и газовых месторождений (Книга II);

- по безопасности геофизических работ в процессе бурения скважин и разработки нефтяных и газовых месторождений (Книга III).

Утверждены Минтопэнерго и ГГТН России 12.07.1996.

19. РД 08-343-00. Положение о порядке разработки (проектирования), допуска к испытаниям, изготовлению и выдачи разрешений на применение нового бурового, нефтегазопромыслового, геологоразведочного оборудования, оборудования для трубопроводного транспорта и проектирования технологических процессов. Утверждено постановлением ГГТН России № 4. 08.02.2002.

20. Технические условия на монтаж передвижных агрегатов и подключение электрооборудования при капитальном и текущем ремонтах скважин. Утверждены АО «Татнефть» 3.07.95. Согласованы с Приволжским округом ГГТН России 3.07.1997.

21. Сборник нормативных документов по фонтанной безопасности в бригадах бурения, освоения, капитального и подземного ремонта скважин структурных подразделений АО «Татнефть». Утвержден АО «Татнефть» 30.04.1996. Согласован с Приволжским округом ГГТН России 19.04.96., Альметьевским военизированным отрядом 16.04.1996.

22. Инструкция по безопасности труда в бурении, добыче и подготовке нефти, содержащей сероводород не более 6%. Утверждена АО «Татнефть», 1995.

23. Инструкция по организации и безопасному проведению сварочных и других огневых работ на объектах АО «Татнефть». Утверждена АО «Татнефть», 1995. Согласована с ОПО-2 УГПС МВД РТ. 1995. Изменения и дополнения к «Инструкции по организации и безопасному проведению сварочных и других работ на объектах АО «Татнефть». Утверждены АО «Татнефть» 02.04.1996. Согласованы с Управлением Приволжского округа ГГТН РФ 01.04.1996., ОПО-2 УГПС МВД РТ 02.04.1996.

24. Калинин А.Г., Никитин Б.А., Солодский К.М., Повалихин А.С. Профили направленных скважин и компоновки низа бурильных колонн. М., Недра, 1995. 305 с.

25. Калинин А.Г., Григорян Н.А., Султанов Б.З. Бурение наклонных скважин. Справочник под редакцией А.Г. Калинина. М., Недра, 1990. 348 с.

26. Калинин А.Г., Никитин Б.А. Бурение наклонных и горизонтальных скважин. Справочник. М, Недра, 1997.

Приложение А

(рекомендуемое)

Методика определения максимального рабочего и испытательного

давлений эксплуатационных колонн

А.1 Определение максимального рабочего и испытательного давлений эксплуатационных колонн прослуживших 10 и более лет без нарушений целостности.

А.1.1 Определяем ослабленные участки эксплуатационной колонны путём проведения комплекса ГИС (СГДТ-2, АМИД-42, МАК-2).

А.1.2 Минимальную толщину стенки колонны принимаем при расчёте на 20 % меньше исследованной (рекомендация Даутова Ф.И.).

А.1.3 Воспользуемся формулой Барлоу [1] для определения избыточного внутреннего давления, при котором напряжения в теле трубы в сечении Z по стволу скважины достигают предела текучести

, (А.1)

где 0,875 – коэффициент, учитывающий отклонение толщины стенки трубы [1];

0,8 – поправочный коэффициент по п. А.1.2;

δ_исZ – минимальная толщина стенки обсадной колонны в сечении Z по данным исследования скважины, м;

- предел текучести материала труб, МПа;

Д – наружный диаметр обсадной колонны, м.

А.1.4 Максимальное избыточное внутреннее давление испытания эксплуатационной колонны в сечении Z определяем по формуле из [2];

Р_{опиz max} = Р_TZ / 1,05n, (А.2)

где n – коэффициент запаса прочности.

А.1.5 Максимальное внутреннее давление на устье скважины для испытания на герметичность э/колонны в один прием без пакера определяем из выражения [3];

Р_{опу max} = Р_{опиz max} + 10^-6(р_гс – р_ж )g Z, (А.3)

где р_гс - плотность жидкости, принимаемой при расчете наружного давления в интервале подъема цементного раствора, кг/м³ ;

р_ж – плотность опрессовочной жидкости, кг/м³ ;

g - ускорение свободного падения, м/с² .

А.1.6 После испытания колонны на герметичность все работы в скважине, а также её эксплуатация должны производится таким образом, чтобы рабочее давление на устье не допускалось выше Р_раб.max , вычисленного по формуле из [2];

Р_раб.max = Р_{опу max} / 1,1 . (А. 4)

А.1.7 Если при исследовании скважины за обсадной колонной ниже башмака кондуктора выявлены участки отсутствия контакта цемента с колонной (породой) или снижение плотности цемента достигает 1500 кг/м³ и менее, то по рекомендации Даутова Ф.И. максимальное рабочее и испытательное давления для эксплуатационной колонны снижаются на 20-30 %.

А.2 Определение максимального рабочего и испытательного давлений эксплуатационных колонн, прослуживших менее 10 лет, но подвергнутым капремонтам с целью восстановления герметичности.

А.2.1 Определение максимальных давлений в этом случае производим двумя расчётами:

• расчётом на прочность эксплуатационной колонны аналогично п. А.1;

• расчётом на прочность места ремонта.

А.2.2 Если герметизация места нарушения была осуществлена закачкой тампонажного раствора (цемент, смолы и т.п.), то рассчитываем прочность тампонажного камня на разрыв от внутреннего давления

Р_Р = 0,875 × 2δ_ц × σ_р , (А.5)

Д_к

где - номинальная толщина тампонажного кольца в интервале ремонта колонны после исследования, м;

- предел прочности на разрыв тампонажного материала, использованного при ликвидации нарушения в колонне, МПа.

_к- наружный диаметр тампонажного кольца в исследуемом интервале, м.

А.2.3 Если герметизация осуществлена установкой пластыря (профильного перекрывателя), то давление прорыва по контакту между пластырем и трубой, на основании данных разработчика технологии, принимают равным 30 МПа.

А.2.4 Определяем избыточное внутреннее давление, при котором напряжения в теле пластыря в интервале нарушения колонны достигают предела текучести

Р_ТП = 0,875× 2δ_П × σ_ТП , (А.6)

Д_В

где δ_П – толщина стенки пластыря в интервале нарушения колонны, м;

σ_ТП – предел текучести материала пластыря, МПа;

Д_В – внутренний диаметр обсадной колонны, м.

А.2.5 Если герметизация места нарушения произведена спуском летучки или дополнительной колонны с последующим цементированием, то рассчитываем прочность на разрыв от внутреннего давления летучки или дополнительной колонны, аналогично п. А.2.4.

А.2.6 Определяем максимальное избыточное внутреннее давление испытания э/колонны в интервале ремонта и максимальное внутреннее давление на устье для испытания на герметичность аналогично п.п. А.1.4-А.1.5.

А.2.7 По наименьшему расчетному значению максимального внутреннего давления на устье скважины для испытания на герметичность эксплуатационной колонны по п.А.2.1определяем максимальное рабочее давление на устье аналогично п. А. 1.6.

А.1 Пример 1

Рассчитать максимальное рабочее и испытательное давление эксплуатационной колонны в нефтяной скважине.

Исходные данные по исследуемой скважине:

Эксплуатационная колонна диаметром 146 х7,7 мм, марка стали Д, спущена на глубину 1560 м;

δ_исZ - минимальная толщина стенки обсадной колонны в сечении Z и на глубине 1050 м по данным исследования скважины составила 6 мм;

коэффициент запаса прочности n = 1,15;

= 379 МПа для труб с маркой стали Д.

р_гс = 1100 кг/м³ плотность жидкости, принимаемой при расчёте наружного давления в интервале подъёма цементного раствора;

р_ж = 1000 кг/м³ плотность опрессовочной жидкости;

g = 9,8 м/с² ускорение свободного падения;

Глубина герметизации эксплуатационной колонны установкой пластыря (профильного перекрывателя) – 1000 м;

δ_П = 5 мм, толщина стенки пластыря в интервале нарушения колонны (1000 м);

σ_ТП = 210 МПа, предел текучести материала пластыря.

Определяем максимальное рабочее и испытательное давления эксплуатационной колонны прослужившей 10 и более лет без нарушения целостности.

Воспользуемся формулой Барлоу [1] для определения избыточного внутреннего давления, при котором напряжения в теле трубы в сечении Z по стволу скважины достигают предела текучести

,

Р_TZ = 0,875 × 0,8 × 2×0,006 × 379 = 1,4×0,006 × 379 = 21,8 МПа.

0,146 0,146

Максимальное избыточное внутреннее давление испытания эксплуатационной колонны на глубине 1050 м определяем по формуле из [1]

Р_{опиz max} = Р_TZ / 1,05n,

Р_{опиz max} = 21,8 / 1,05×1,15 = 18,0 МПа

Максимальное внутреннее давление на устье скважины для испытания на герметичность эксплуат. колонны в один прием без пакера определяем по формуле из [3].

Р_{опу max} = Р_{опиz max} + 10^-6(р_гс – р_ж )g Z,

Р_{опу max} = 18,0 + 10^-6 (1100 – 1000) × 9,8 ×1050 = 19,0 МПа.

После испытания колонны на герметичность все работы в скважине, а также её эксплуатация должны производиться таким образом, чтобы рабочее давление на устье не допускалось выше Р_раб.max , вычисленного по формуле из [2].

Р_раб.max = Р_{опу max} / 1,1 ,

Р_раб.max = 19,0 / 1,1 = 17,3 МПа.

Определяем максимальное рабочее и испытательное давление эксплуатационной колонны, прослужившей менее 10 лет, но подвергнутой капремонту с целью восстановления герметичности, например, установкой пластыря (профильного перекрывателя).

Определяем избыточное внутреннее давление, при котором напряжения в теле пластыря в интервале нарушения колонны достигают предела текучести по формуле Барлоу

Р_тn = = 14,06 МПа

Максимальное избыточное внутреннее давление испытания э/колонны на глубине 1000 м после установки пластыря определяем по формуле из [2].

Р = Р_тп /1,05п = = 11,6 МПа

Максимальное внутреннее давление на устье скважины для испытания на герметичность эксплуатационной колонны после установки пластыря в один приём без пакера определяем по формуле из [3].

Р = 11,6 +10^-6 (1100 -1000)  9,8 1000 = 12,6 МПа

Воспользуемся расчётом эксплуатационной колонны по п. А.1 (кроме п. А.1.4 ).

Так как Р  Р (12,6  19,0), то после испытания колонны на герметичность все работы в скважине, а также её эксплуатация должны производиться таким образом, чтобы рабочее давление на устье не допускалось выше Р_{раб. mах}, вычисленного по формуле из [2].

Р = 12,6 /1,1 = 11,4 МПа

Список использованных источников

1. Трубы нефтяного сортамента. Справочник. М., Недра, 1987.

2. Инструкция по расчёту обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин, М., 1997.

3. Инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичность, М., 1999.