10.3 Требования к технологии бурения скважин и буровым растворам

10.3.1 Требования к технологии бурения

Бурение скважины должно производиться по рабочему проекту на строительство скважин, разработанному, согласованному и утвержденному в порядке, предусмотренном разделом 1.3 ПБ 08-624-03 [41].

Строительство скважин должно осуществляться на основании программы бурения скважины в рамках утвержденного проекта на строительство данной скважины, которая должна содержать подробную информацию обо всем цикле бурения и заканчивания скважины. Программа бурения скважины согласовывается с Сервисными подрядчиками, участвующими в бурении, заканчивании или креплении скважины, Заказчиком и утверждается техническим руководителем Подрядчика по бурению скважин.

Подрядчик по бурению и Сервисные подрядчики в процессе осуществления работ в обязательном порядке должны выполнять требования Стандарта Компании [47].

Технология строительства скважины должна обеспечивать предупреждение возникновения аварий и осложнений. Для этого необходимо выполнять профилактические мероприятия, предусмотренные ПБ 08-624-03.

Предупреждение аварий с бурильной колонной и буровым оборудованием

Предупреждение аварий с бурильной колонной достигается выполнением следующих мероприятий:

1. Строгое соблюдение режима бурения и использование компоновок низа бурильной колонны (КНБК) по интервалам бурения и конструкций бурильных колонн, предусмотренных проектом на строительство скважин.

2. Буровая установка должна иметь техническое освидетельствование (продление срока безопасной эксплуатации) в соответствии с п. 1.5.26 и п. 1.5.27 ПБ 08-624–03. Работы по продлению сроков безопасной эксплуатации оборудования, устройств и сооружений выполняют экспертные организации.

3. При замене КНБК или его элементов, в том числе долота, забойного двигателя, отклоняющих устройств, опорно-центрирующих элементов, УБТ:

– произвести изменение режима бурения;

– при первом спуске новой компоновки принять меры предосторожности против заклинивания инструмента (ограничение скорости инструмента, проработка интервала посадок и др.);

– при составлении новых компоновок низа (КНБК) и конструкции всего бурильного инструмента соблюдать требования «Инструкции по расчету бурильных колонн для нефтяных и газовых скважин» [48].

4. Предупреждать вибрационные воздействия колонны бурильных труб на стенки скважины путем включения в компоновку ее низа наддолотных амортизаторов и упругих стабилизаторов.

Предупреждение и ликвидация нефтегазопроявлений

1. После спуска и цементирования каждая обсадная колонна обвязывается на устье последовательно с предыдущей колонной своей частью колонной головки.

2. После спуска, цементирования и обвязки кондуктора Ø 245 мм своей частью колонной головки ОКК1-21-146х245ХЛ с целью безопасного бурения под эксплуатационную колонну Ø 146 мм производится установка и обвязка устья скважины противовыбросовым оборудованием ОП5-230/80х35, включающим превенторы плашечные ПП-230х35 (2 шт.) и превентор кольцевой (универсальный) ПК-230х35 (1 шт.).

3. Перед вскрытием пласта или нескольких пластов с возможным флюидопроявлением буровая бригада должна иметь план по ликвидации аварий (ПЛА) при газонефтерпоявлениях, разработанный и утвержденный в соответствии с 2.7.7 ПБ 08-624 – 03.

4. Перед вскрытием продуктивных горизонтов:

– проверить состояние и работоспособность ПВО и его манифольды продуть воздухом;

– проверить состояние и работоспособность средств очистки, дегазации и утяжеления бурового раствора;

– отцентрировать вышку для обеспечения легкости закрытия превенторов;

– иметь на буровой два обратных клапана КШЦ с паспортами (один на квадрате выше предохранительного переводника, второй – запасной) с устройством для их открытия под давлением, опрессованных на допустимое внутреннее давление бурильной колонны;

– иметь на скважине запас бурового раствора в количестве, равным двум объемам скважины (или необходимо иметь запас химреагентов для непредвиденного приготовления раствора).

5. При вскрытии продуктивного горизонта установить надлежащий контроль за уровнем раствора в приемной и доливной емкостях с использованием автоматического указателя уровня и в скважине.

6. Вскрытие пластов производить на буровом растворе с плотностью, обеспечивающей противодавление на пласт, определенной в соответствии с требованиями пункта 2.7.3.3 ПБ 08-624 – 03.

7. При проведении СПО бурильнього инструмента:

а). При отсутствии флюидопроявлений особое внимание должно быть обращено на величину колебаний гидродинамического давления с целью предупреждения потери устойчивости стенок скважины и гидроразрыва пласта, для чего ограничивать скорость спуска бурильного инструмента:

– в зоне вскрытых продуктивных пластов – 1,5 м/с;

– при наличии осложнений ствола скважины (посадки, затяжки) – не более 0,5 м/с;

– в зоне поглощений и 100 м ниже – 0,3-0,4 м/с.

Скорость подъема бурильного инструмента:

– начало подъема (в зоне продуктивного пласта) – 1 скорость;

– далее по грузоподъемности буровой лебедки.

б). Скорости СПО при наличии флюидопроявленийв зоне продуктивного горизонта:

– скорость спуска инструмента до 0,5 м/с (до 1 мин 13 с спуск одной свечи длиной 25,0 м);

– скорость подъема – 1 скорость.

в). При спуске бурильной колонны производить профилактические промежуточные промывки (для предупреждения прихвата вследствие сальникообразования, осыпания пород, смены порций раствора, насыщенных пластовыми флюидами) через каждые 500-1000 м спускаемых труб, продолжительность промывок – до выравнивания свойств бурового раствора с доведением его параметров до проектных;

г). Подъем бурильной колонны начинать только после выравнивания раствора (при одинаковых параметрах входящей и выходящей из скважины промывочной жидкости и соответствующих ГТН, не менее 2-х циклов промывки);

д). При подъеме бурильной колонны постоянно доливать скважину раствором и обеспечить поддержание уровня на устье скважины;

е). Запрещается производить СПО при наличии сифона или поршневания скважины (ликвидировать промывкой, проработкой).

8. При спуске обсадных колонн в скважину со вскрытыми продуктивными горизонтами:

- осуществлять контроль за заполнением обсадной колонны буровым раствором по объему вытесняемого раствора и нагрузке на крюке, при работе обратного клапана ЦКОД в режиме самозаполнения (предупреждение снижения давления на продуктивные пласты);

- ограничивать скорость спуска эксплуатационной колонны с целью предупреждения гидроразрыва горных пород: в обсаженном пласте – до 1,0 м/с, в необсаженном – не более 0,4 м/с;

- перед спуском эксплуатационной колонны установить трубные плашки, соответствующие диаметру спускаемой в скважину колонны.

8. При обнаружении газонефтепроявлений буровая вахта обязана загерметизировать устье скважины, канал бурильных труб закрыть КШЦ, информировать об этом руководство бурового предприятия, противофонтанной службы и действовать в соответствии с инструкцией по ликвидации газонефтенепроявления.

9. Работа по ликвидации открытого фонтана должна производиться по специальному плану мероприятий, разработанному штабом, созданным в установленном порядке.

10. В силу удаленности площади бурения и исключения риска простоя открытого ствола скважины предусмотреть наличие дополнительного скважинного оборудования (забойные двигателя, долота, ясс).

11. Руководствоваться рассчитанными в Проекте на строительство скважины нагрузками на бурильный инструмент и обсадные колонны, при спуске и бурении не превышать их.

12. После спуска, цементирования и обвязки эксплуатационной колонны Ø 146 мм своей частью колонной головки ОКК1-21-146х245ХЛ для проведения работ по перфорации на депрессии продуктивного горизонта и проведения всех работ по СПО НКТ при возможной интенсификации и вызове притока при освоении объектов устье скважины оборудуется малогабаритной превенторной установкой ПМТ2.2-156Х21, включающей два плашечных превентора.

Вызов притока нефти из пласта производится снижением уровня жидкости в скважине свабированием с предварительной обвязкой устья скважины фонтанной арматурой с лубрикантом.