сто газпром 2 3.2-202-2008

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

СТАНДАРТ ОАО «ГАЗПРОМ»

Корпоративная с

истем

а н

орм

ативно"м

етодических д

окум

ентов

ОАО

«Газпром

» в

области п

роектирования,

строительства

и э

ксплуатации о

бъектов О

АО

«Газпром

»

ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНАЯ

СКВАЖИНА С АНОМАЛЬНО ВЫСОКИМ

ПЛАСТОВЫМ ДАВЛЕНИЕМ.

ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ И РЕШЕНИЯ

СТО Газпром 2"3.2"202"2008

ИЗДАНИЕ ОФИЦИАЛЬНОЕ

Москва 2008

ООО «Информационно"рекламный центр

газовой промышленности»

ДОКУМЕНТЫ НОРМАТИВНЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ,

СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ

ОАО «ГАЗПРОМ»


СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

ДОКУМЕНТЫ НОРМАТИВНЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ,

СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ ОАО «ГАЗПРОМ»

ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНАЯ СКВАЖИНАС АНОМАЛЬНО ВЫСОКИМ ПЛАСТОВЫМ ДАВЛЕНИЕМ.


СТО Газпром 2&3.2&202&2008

Издание официальное


Общество с ограниченной ответственностью «ТюменНИИгипрогаз»

Общество с ограниченной ответственностью«Информационно&рекламный центр газовой промышленности»

Москва 2008

II

СТО Газпром 2&3.2&202&2008

Предисловие

Распространение настоящего стандарта осуществляется в соответствии с действующим

законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»

1 РАЗРАБОТАН

2 ВНЕСЕН

3 УТВЕРЖДЕН

И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Обществом с ограниченной ответственностью «Тюмен%

НИИгипрогаз»

Управлением по бурению газовых и газоконденсатных

скважин Департамента по добыче газа, газового конденсата,

нефти ОАО «Газпром»

Распоряжением ОАО «Газпром» от 12 марта 2008 г. № 47

с 15 сентября 2008 г.

© ОАО «Газпром», 2008

© Разработка ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2008

© Оформление ООО «ИРЦ Газпром», 2008

III

СТО Газпром 2&3.2&202&2008

Содержание

1 Область применения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .1

2 Нормативные ссылки . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .1

3 Термины и определения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3

4 Обозначения и сокращения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3

5 Требования к проектированию скважин с аномально высоким пластовым

давлением на стадии выполнения проекта разработки месторождения . . . . . . . . . . . . . . . . .4

6 Требования к рабочему проектированию строительства эксплуатационных

газоконденсатных скважин с аномально высоким пластовым давлением . . . . . . . . . . . . . . .5

7 Требования к строительству эксплуатационных газоконденсатных скважин

с аномально высоким пластовым давлением . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .9

8 Требования к контролю качества строительства газоконденсатных скважин

с аномально высоким пластовым давлением . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .11

9 Требования к эксплуатации газоконденсатных скважин с аномально высоким

пластовым давлением . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .14

10 Требования промышленной безопасности . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .15

Библиография . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .17

1

СТО Газпром 2&3.2&202&2008

СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»

ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНАЯ СКВАЖИНА

С АНОМАЛЬНО ВЫСОКИМ ПЛАСТОВЫМ ДАВЛЕНИЕМ.


Дата введения – 2008%09%15

1 Область применения

Настоящий стандарт распространяется на эксплуатационные газоконденсатные сква%

жины ачимовских отложений с аномально высоким пластовым давлением месторождений

дочерних обществ ОАО «Газпром» в Тюменской области и устанавливает технические требо%

вания к проектированию, строительству и эксплуатации скважин.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 632%80 Трубы обсадные и муфты к ним. Технические условия

ГОСТ 633%80 Трубы насосно%компрессорные и муфты к ним. Технические условия

ГОСТ 1581%96 Портландцементы тампонажные. Технические условия

ГОСТ Р 52203%2004 Трубы насосно%компрессорные и муфты к ним. Технические условия

СТО Газпром РД 1.2%094%2004 Инструкция по организации и безопасному ведению

работ при ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов

СТО Газпром РД 2.1%142%2005 Методика расчета допустимых значений параметров

конструкций скважин, температурного режима их эксплуатации, технических решений по

обеспечению устойчивости и целостности устья и обсадных колонн

СТО Газпром РД 2.1%144%2005 Лигносульфонатные реагенты для обработки буровых

растворов. Технические требования

СТО Газпром РД 2.1%145%2005 Полимеры на основе эфиров целлюлозы для обработки

буровых растворов. Технические требования

СТО Газпром РД 2.1%146%2005 Смазочные компоненты буровых растворов. Техниче%

ские требования

СТО Газпром РД 2.1%147%2005 Материалы для утяжеления буровых растворов при стро%

ительстве скважин. Технические требования

Издание официальное

2

СТО Газпром 2&3.2&202&2008

СТО Газпром РД 2.1%148%2005 Тампонажные портландцементы. Технические требования

СТО Газпром РД 2.1%149%2005 Глинопорошки для строительства скважин. Технические

требования

СТО Газпром РД 2.1%150%2005 Реагенты на основе крахмала для обработки буровых


СТО Газпром РД 39%1.2%086%2003 Положение об организации обучения и аттестации

персонала дочерних обществ и организаций ОАО «Газпром» в области предупреждения и лик%

видации газоводонефтепроявлений при строительстве, эксплуатации и ремонте скважин

СТО Газпром 2%3.2%037%2005 Требования к организации и производству работ по буре%

нию, освоению и эксплуатации скважин на кустах Бованенковского месторождения

СТО Газпром 2%3.2%090%2006 Кольматирующие наполнители для буровых растворов.

Технические требования

СТО Газпром 2%3.2%151%2007 Биополимерные компоненты буровых растворов. Техни%

ческие требования

СТО Газпром 2%3.2%152%2007 Азотсодержащие полимеры для обработки буровых


СТО Газпром 2%3.2%165%2007 Компоненты буровых растворов. Входной контроль

СТО Газпром 2%3.2%168%2007 Эксплуатационная газоконденсатная скважина. Техниче%

ские требования и решения

СТО Газпром 2%3.2%169%2007 Руководство по технологии бурения эксплуатационных

наклонно направленных и горизонтальных скважин

СТО Газпром 2%3.3%044%2005 Компоновки подземного и устьевого оборудования газо%

вых и газоконденсатных скважин месторождений полуострова Ямал

СТО Газпром 2%3.3%077%2006 Правила создания и функционирования информационно%

го обеспечения системы технического обслуживания и ремонта скважин

СТО Газпром 2%3.3%078%2006 Основные правила оценивания надежности скважинного

фонда на этапе эксплуатации

СТО Газпром 2%3.3%119%2007 Руководство по технологии гидроразрыва сложнопостро%

енных газоконденсатных объектов месторождений севера Западной Сибири

СТО Газпром 2%3.3%120%2007 Руководство по разработке проекта на консервацию,

расконсервацию и ликвидацию скважин

СТО Газпром 15%2005 Методика прогноза параметров области протаивания и зоны

просадок пород в приустьевой зоне добывающих скважин

СТО Газпром 16%2005 Регламент по проектированию крепи добывающих скважин с

учетом свойств мерзлых пород

3

СТО Газпром 2&3.2&202&2008

СТО Газпром 17%2005 Требования к производству работ и организации строительства

скважин в водоохранных зонах на месторождениях Крайнего Севера

Примечание – При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие

ссылочных стандартов по соответствующим указателям, опубликованным в текущем году. Если ссы%

лочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководство%

ваться замененным (измененным) стандартом. Если ссылочный документ отменен без замены, то

положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины по СТО Газпром 2%3.2%168, СТО Газ%

пром 2%3.3%077, СТО Газпром 2%3.3%078, СТО Газпром РД 2.1%147, а также следующие термины

с соответствующими определениями:

3.5 циркуляционная плотность бурового раствора: Эквивалентная плотность восходяще%

го потока бурового раствора, учитывающая возникающие при этом гидростатическое и гидро%

динамическое давления на стенки скважины.

4 Обозначения и сокращения

В настоящем стандарте используются следующие обозначения и сокращения:

АВПД – аномально высокое пластовое давление;

АВПоД – аномально высокое поровое давление;

ГИС – геофизические исследования скважины;

3.1 нормальное пластовое давление: Пластовое давление, равное гидростатическому

давлению воды плотностью 1000 кг/м3 от кровли пласта до поверхности по вертикали.

[СТО Газпром РД 2.1%147%2005, 3.1]

3.2 аномальное пластовое давление: Давление в пласте, которое имеет любое отклоне%

ние от нормального пластового давления.

[СТО Газпром РД 2.1%147%2005, 3.2]

3.3 коэффициент аномальности пластового давления: Отношение аномального пластово%

го давления к нормальному (гидростатическому).

[СТО Газпром РД 2.1%147%2005, 3.3]

3.4 коэффициент кавернозности ствола скважины: Отношение фактического диаметра

ствола к номинальному, равному диаметру породоразрушающего инструмента.

[СТО Газпром 2%3.2%168%2007, 3.7]

4

СТО Газпром 2&3.2&202&2008

ГДИ – газогидродинамические исследования;

ГВК – газоводяной контакт;

ММП – многолетнемерзлые породы;

НКТ– насосно%компрессорные трубы;

ОПЭ – опытно%промышленная эксплуатация;

ОЗЦ – ожидание затвердевания цемента;

ПВА – прострелочно%взрывная аппаратура;

ПЗП – призабойная зона пласта;

ПВР – прострелочно%взрывные работы;

ФЕС – фильтрационно%емкостные свойства;

ФА – фонтанная арматура.

5 Требования к проектированию скважин с аномально высоким пластовым

давлением на стадии выполнения проекта разработки месторождения

5.1 Вариантная разработка основных технических решений строительства скважин и

их технико%экономическая оценка проводится на стадии выполнения проекта разработки

месторождения в соответствии с регламентом [1].

5.1.1 Требования к проектированию скважин обосновываются в разделе «Основные техни%

ческие решения строительства скважин» проекта разработки месторождения, который содержит:

% результаты анализа строительства ранее пробуренных скважин и возможности их

использования в качестве эксплуатационных или наблюдательных скважин;

% обоснование конструкций эксплуатационных и наблюдательных скважин;

% обоснование технологий бурения и крепления скважин;

% обоснование составов и параметров буровых и тампонажных растворов;

% обоснование выбора буровой установки;

% обоснование технологий освоения скважин;

% организацию буровых работ;

% программу технического освидетельствования ранее пробуренных скважин.

5.1.2 Выбор вариантов проектирования конструкций газоконденсатных скважин с

АВПД, их забоев и технологий вскрытия продуктивных объектов осуществляется на основе

трехмерного моделирования геологических и газогидродинамических условий месторождения.

5.1.3 Скважины в зависимости от способа изоляции (разобщения) пород интервалов

продуктивных объектов условно делятся на две категории (А и Б):

% категория А – скважины с нецементируемым забоем в интервалах продуктивных

объектов;

5

СТО Газпром 2&3.2&202&2008

% категория Б – скважины с цементируемым забоем в интервалах продуктивных объектов.

5.2 Все скважины на горизонты с АВПД проектируются по пакерной схеме эксплуата%

ции согласно ПБ 08–624–03 [2] и РД 00158758%191%97 [3]. Комплекс подземного оборудова%

ния определяется при рабочем проектировании строительства скважин.

6 Требования к рабочему проектированию строительства эксплуатационных

газоконденсатных скважин с аномально высоким пластовым давлением

6.1 Рабочим проектом на строительство скважин регламентируются технико%техноло%

гические решения и мероприятия промышленной и экологической безопасности, соответ%

ствующие современному мировому уровню и обеспечивающие безаварийное строительство

скважин, ремонтопригодность и эксплуатационную надежность скважин как опасных произ%

водственных объектов в соответствии с ПБ 08%624%03 [2].

6.2 Содержание, структура и форма изложения рабочего проекта на строительство

скважин должны соответствовать требованиям РД 51%00158758%185%97 [4].

6.3 Рабочее проектирование строительства скважин следует проводить на основе опре%

деленных проектом разработки месторождения:

% диаметра лифтовых колонн;

% конструкций скважин и забоев скважин;

% комплекса подземного скважинного оборудования;

% состава пластовых флюидов;

% комплекса измерительного и регистрирующего параметры эксплуатации скважины

оборудования;

% видов и периодичности капитального ремонта скважин.

6.4 Скважины категории А должны проектироваться и строиться на объектах, включа%

ющих один пласт или несколько продуктивных пластов, между которыми отсутствуют водо%

носные пропластки, и оборудоваться фильтрами.

6.4.1 Выбор типа фильтра определяется условиями устойчивости пород к разрушению

и пескопроявлению из пласта в ствол скважины.

6.4.2 В продуктивных объектах, представленных устойчивыми породами%коллектора%

ми, заканчивание скважин следует проектировать открытым забоем с перекрытием дырчаты%

ми фильтрами в соответствии с ТУ 3665%059%00744002%04 [5].

6.5 Скважины категории Б следует проектировать и строить на газоконденсатных пла%

стах с АВПД, для которых с целью интенсификации притока предусматривается проведение

гидроразрыва пластов, а также с целью последующего приобщения вышележащих продуктив%

6

СТО Газпром 2&3.2&202&2008

ных пластов в процессе разработки месторождения. Плотность раствора должна проектиро%

ваться в соответствии с требованиями ПБ 08%624%03 [2] (подпункты 2.7.3.3 и 2.7.3.4) с учетом

граничных допустимых показателей депрессии, указанных в подпункте 2.7.3.5.

6.6 При проектировании конструкции скважины оптимальное число обсадных колонн и

глубины установки их башмаков определяется количеством зон с несовместимыми условиями

проводки ствола скважины по градиентам пластовых давлений, давлений гидроразрыва пород и

их устойчивости. Горные породы, вскрываемые скважиной и отличающиеся по пластовому (или

поровому) давлению более чем на 20 %, должны перекрываться отдельными колоннами.

6.7 Проектирование крепи скважин следует проводить на основе расчетов с учетом тре%

бований СТО Газпром РД 2.1%142, СТО Газпром 15, СТО Газпром 16 и инструкции [6].

Эксплуатационные и промежуточные колонны газоконденсатных скважин с АВПД

должны комплектоваться из обсадных труб в хладостойком исполнении с высокогерметичны%

ми резьбовыми соединениями в соответствии со стандартом API SPEC 5 СТ [7] и ГОСТ 632.

Прочность труб эксплуатационной колонны в интервале ММП на наружное избыточ%

ное сминающее давление должна превышать прочность труб промежуточной колонны на вну%

треннее избыточное давление.

6.8 При проектировании траектории газоконденсатных скважин с АВПД на ачимовские

отложения следует применять два типа профиля – тангенциальный и вогнутый, обеспечиваю%

щие максимальное смещение забоя скважины от вертикали при минимальных зенитных углах

и длине ствола скважины и уменьшение напряжений в бурильных и обсадных трубах.

6.8.1 Тангенциальный профиль преимущественно выполняется трехинтервальным и

применяется при наклонном вскрытии пластов с зенитным углом до 60°.

6.8.2 Вогнутый профиль выполняется четырех% или пятиинтервальным и используется

при вскрытии пластов с зенитным углом более 60°.

6.9 Для обеспечения устойчивости стенок скважины в интервале залегания неустойчи%

вых пород профиль скважины следует проектировать с участком стабилизации с зенитным

углом не более 60° и с показателем статической фильтрации бурового раствора не более

3 см3/30 мин.

6.10 Проектные решения по проводке и подготовке ствола к спуску обсадных колонн

при вскрытии ачимовских отложений должны обеспечивать номинальный диаметр с коэф%

фициентом кавернозности ствола не более 1,05. Проектирование проводки ствола скважины

следует осуществлять в соответствии с СТО Газпром 2%3.2%169.

6.11 На стадии проектирования строительства скважин необходимо провести прогноз

зон АВПоД и обоснование требуемой плотности бурового раствора и начала процесса обвало%

7

СТО Газпром 2&3.2&202&2008

образования. Плотность раствора должна проектироваться в соответствии с требованиями

2.7.3.3, 2.7.3.4 с учетом граничных допустимых показателей депрессии, указанных в 2.7.3.5

ПБ 08%624%03 [2]. Общие затраты времени на бурение, подготовку ствола, ГИС и спуск колон%

ны должны быть на 15 % меньше времени начала обвалообразования.

6.12 Прогноз расположения зон АВПоД и значений поровых давлений должен произ%

водиться на основе фактических результатов ГИС.

6.13 Для вскрытия продуктивного пласта проектируется состав бурового раствора,

обеспечивающий сохранение ФЕС путем блокирования проводящих микротрещин породы

кольматирующими наполнителями и ингибирования глинистого цемента коллектора буро%

вым раствором на основе солей одновалентных металлов. При проектировании состава буро%

вого раствора для управления его технологическими параметрами должны быть использова%

ны компоненты, обладающие ингибирующими свойствами.

6.14 Для управления псевдопластичными, ингибирующими, смазочными свойствами

буровых растворов в их составе должны использоваться химические реагенты и материалы,

соответствующие требованиям СТО Газпром РД 2.1%144, СТО Газпром РД 2.1%145, СТО Газ%

пром РД 2.1%146, СТО Газпром РД 2.1%147, СТО Газпром РД 2.1%149, СТО Газпром РД 2.1%150,

СТО Газпром 2%3.2%090, СТО Газпром 2%3.2%151, СТО Газпром 2%3.2%152.

6.15 Входной контроль химических реагентов и материалов для приготовления и обра%

ботки буровых растворов должен проводиться в соответствии с требованиями СТО Газ%

пром 2%3.2%165.

6.16 При проектировании реологической характеристики утяжеленного бурового

раствора необходимо учитывать допустимую величину его циркуляционной плотности в соот%

ветствии с требованиями ПБ 08%624%03 [2].

6.17 Проектирование режимов цементирования обсадных колонн производится с уче%

том конкретных геолого%физических и термобарических условий месторождения, техничес%

ких и технологических решений, предусмотренных РД 00158758%213%2000 [8],

РД 00147001%767%2000 [9], НД 00158758%265%2003 [10], НД 00158758%269%2003 [11], инструк%

циями [12], [13] и сборником [14].

6.18 При проектировании компоновок промежуточных и эксплуатационных колонн и

схем установки опорно%центрирующих элементов следует руководствоваться требованиями

НД 00158785%265%2003 [10]. Для повышения степени изоляции заколонных пространств и

предотвращения межпластовых перетоков в компоновку промежуточных и эксплуатацион%

ных колонн должны быть включены заколонные пакеры по ТУ 41%12%090%92 [15] или пакеры

типа ПГПМ согласно каталогу [16].

8

СТО Газпром 2&3.2&202&2008

6.19 Типоразмер и компоновку подземного и устьевого оборудования скважин следует

проектировать с учетом требований СТО Газпром 2%3.3%044.

6.19.1 Проектируемый комплекс устьевого оборудования при коэффициенте аномаль%

ности больше 1,3 должен оснащаться задвижками с дистанционным управлением.

6.20 Проектируемый комплекс подземного оборудования скважины при пакерной

схеме эксплуатации должен включать следующие элементы:

% лифтовую колонну;

% дистанционно управляемый приустьевой или автоматический забойный клапан%

отсекатель (при коэффициенте аномальности пластового давления 1,3 и выше);

% телескопическое соединение;

% ингибиторный клапан;

% циркуляционный клапан;

% разъединитель колонны;

% эксплуатационный пакер;

% посадочный ниппель;

% подпакерный хвостовик с воронкой на башмаке.

6.20.1 Допускается не включать в комплекс подземного оборудования ингибиторный

клапан в случае отсутствия в стволе скважины условий для гидратообразования.

6.20.2 Секции лифтовой колонны выше эксплуатационного пакера следует проектиро%

вать с использованием НКТ с высокогерметичными резьбовыми соединениями в соответ%

ствии со стандартом API SPEC 5 СТ [7], ГОСТ 633, ГОСТ Р 52203 и ТУ 14%3Р%31%2005 [17];

подпакерный хвостовик разрешается комплектовать из гладких НКТ по ГОСТ 633.

6.20.3 При проектировании следует предусмотреть в надпакерном затрубном простран%

стве размещение технологической жидкости, в т.ч. в интервале ММП – незамерзающей жид%

кости с реологическими характеристиками, предупреждающими конвективную теплопереда%

чу от забоя до устья по затрубному пространству.

6.21 Проектирование технологии консервации скважин следует производить с учетом

требований РД 08%492%02 [18], ПБ 08–624%03 [2].

6.22 Вторичное вскрытие продуктивных пластов следует проектировать с учетом их

геолого%физических характеристик.

6.22.1 Для проведения перфорации на репрессии проектом на строительство скважины

необходимо обосновать свойства и состав технологического раствора в скважине и в зоне про%

дуктивного пласта.

9

СТО Газпром 2&3.2&202&2008

6.22.2 Для проведения перфорации на депрессии следует предусматривать перевод

скважины на облегченную жидкость, обеспечивающую необходимое забойное давление с

учетом сохранения устойчивости призабойной зоны пласта при ПВР.

6.22.3 При выборе типоразмера перфоратора и плотности перфорации должны учиты%

ваться характеристика залежи, тип коллектора и конструкция забоя скважины. Проектируе%

мая плотность перфорации должна обеспечивать эффективную гидродинамическую связь

скважины с продуктивным пластом и сохранение целостности обсадной колонны и цемент%

ного кольца за пределами интервала перфорации.

7 Требования к строительству эксплуатационных газоконденсатных

скважин с аномально высоким пластовым давлением

7.1 Строительство скважины следует вести в соответствии с утвержденным организа%

цией%недропользователем рабочим проектом на строительство скважин, согласованным в

установленном порядке.

7.2 Профиль ствола скважины должен обеспечивать размещение забоя скважины на

структуре в соответствии с проектом разработки месторождения.

7.2.1 Начало наклонного участка должно располагаться в интервале залегания устой%

чивых пород (коэффициент кавернозности ствола скважины не более 1,1) и с глубины, пре%

вышающей глубину спуска предыдущей обсадной колонны, не менее 30 м.

7.2.2 Траектория ствола скважины должна обеспечивать необходимое отклонение от

вертикали точки входа в пласт, требуемую протяженность ствола по продуктивному горизон%

ту, минимальный крутящий момент, требуемую очистку ствола скважины от выбуренной

породы, безаварийную эксплуатацию внутрискважинного оборудования.

7.2.3 Не допускается увеличивать искривление скважины с интенсивностью, при кото%

рой напряжения упругих деформаций приводят к нарушению герметичности резьбовых сое%

динений и целостности обсадных и бурильных труб.

7.2.4 Для всех типов наклонно направленных скважин фактическое расположение

забоя должно ограничиваться площадью круга допуска на кровле пласта. Радиус круга допу%

ска необходимо устанавливать в зависимости от расстояния (L) между проектными забоями

скважин по сетке разработки в соответствии с данными таблицы 7.1.

7.3 При проходке проницаемых отложений покурской, тангаловской и сартымской

свит при фильтрационных потерях бурового раствора более 5 м3/сут бурение необходимо пре%

кратить и провести работу по ликвидации осложнений путем обработки бурового раствора

кольматирующими наполнителями. При выборе фракционного состава наполнителей следу%

10

СТО Газпром 2&3.2&202&2008

ет учитывать, что при бурении наклонного ствола размер частиц для блокирования пор

(в отличие от вертикального ствола) увеличивается на величину косинуса угла наклона ство%

ла скважины.

7.4 При вскрытии продуктивного пласта с АВПД скважинами с большими углами

наклона необходимо предусмотреть следующие мероприятия:

% ограничение продолжительности бурения и оперативное увеличение плотности буро%

вого раствора;

% проведение комплексной обработки бурового раствора полимерами, обладающими

ингибирующими свойствами;

% применение высоковязких полимеров для качественной очистки горизонтального

ствола и кольматирующих наполнителей для сохранения ФЕС продуктивного пласта;

% применение смазочных добавок для снижения коэффициента трения фильтрацион%

ной корки с бурильным инструментом.

7.5 При выполнении операций по креплению скважин необходимо руководствоваться

рекомендациями [19, 20 ].

7.5.1 Для обеспечения однородности тампонажных растворов при их затворении и

закачивании с производительностью, определенной гидравлическим расчетом цементирова%

ния, необходимо применять цементировочное оборудование и осреднительные емкости по

ТУ 39%000147001%177%98 [21].

7.5.2 С целью обеспечения формирования в период ОЗЦ герметичного цементного

кольца в заколонном и межколонном пространствах применяемые тампонажные растворы и

тампонажный камень должны удовлетворять требованиям СТО Газпром РД 2.1%148,

ГОСТ 1581, ПБ 08–624%03 [2] в части соответствия подпунктов 2.7.4.5 и 2.7.4.7 и руководящим

документам РД 00158758%213%2000 [8] и РД 00147001%767%2000 [9].

7.5.3 Испытание эксплуатационных колонн на герметичность должно производиться

не позднее чем через 40 мин от момента получения предельного давления. После испытания

на герметичность давление в колонне должно быть снижено до нуля. Заключительные рабо%

ты после цементирования эксплуатационной колонны производятся в соответствии с требо%

ваниями РД 00158758%213%2000 [8], РД 00147001%767%2000 [9]. На период ОЗЦ устье скважины

Та б л и ц а 7.1 — Нормы допустимых отклонений забоев скважин от проекта для залежей

ачимовских отложений

Глубина скважины по вертикали, м Радиус круга допуска, м

2500–3000 0,15L

свыше 3000 0,20L

11

СТО Газпром 2&3.2&202&2008

герметизируется, а обсадная колонна должна быть подвешена на талевой системе с обязатель%

ной регистрацией нагрузки на крюке.

7.6 Устье скважины следует оборудовать и обвязать с газосборным коллектором и факель%

ной линией в соответствии с рабочей документацией проекта обустройства месторождения.

7.7 Работы по освоению и испытанию законченных бурением скважин следует выпол%

нять в соответствии с требованиями СТО Газпром 2%3.2%037, РД 51%00158758%206%99 [22] и

НД 00158%273%2004 [23], ПБ 08%624%03 [2] (подпункт 2.9.1).

7.7.1 При проведении перфорации на репрессии следует обеспечить безопасность про%

ведения работ и предупреждение проникновения жидкостей из скважины в пласт. Гидроста%

тическое давление столба жидкости должно соответствовать ПБ 08%624%03 [2].

7.7.2 При проведении перфорации на депрессии ствол скважины должен быть переве%

ден на облегченную жидкость, а депрессия не должна превышать 10 % от величины пластово%

го давления.

7.7.3 При выполнении ПВР устье скважины должно быть оборудовано запорной арма%

турой и лубрикаторным устройством для перфорации на депрессии, с техническими характе%

ристиками, соответствующими условиям работы скважины и обеспечивающими герметиза%

цию при спуске, срабатывании и подъеме ПВА в соответствии с ПБ 08%624%03 [2].

7.7.4 Отработка скважины должна производиться на режимах, обеспечивающих вынос

из ствола технологических жидкостей и кольматирующих пласт частиц до полной очистки

ПЗП и стабилизации устьевых параметров.

7.8 При проведении работ по интенсификации притока в процессе освоения следует

руководствоваться рекомендациями [24] и СТО Газпром 2%3.3%119. В случае необходимости

проведения дополнительных работ (кислотных обработок, использования колтюбинговой

установки и т.д) время отработки может быть скорректировано в сторону увеличения, особен%

но это может быть связано с очисткой призабойной зоны скважины, но в этом случае на место%

рождении должен быть установлен верхний предел по выпуску газа в атмосферу при освоении.

7.9 Технологии, технические и измерительные средства для освоения и исследования

скважин должны определяться планом на освоение и исследование скважин в соответствии с

требованиями проекта на строительство скважин.

8 Требования к контролю качества строительства газоконденсатных

скважин с аномально высоким пластовым давлением

8.1 При строительстве скважин необходимо проводить оперативный контроль:

% режимов бурения скважин с применением станций типа «Разрез%2», «Геооп%

тим 04%ИМС», «МЕГА%АМТ»;

12

СТО Газпром 2&3.2&202&2008

% технологических параметров бурового раствора на соответствие параметров требова%

ниям рабочего проекта;

% за траекторией ствола скважины с помощью инклинометрических систем.

Примечание – При зенитных углах ствола скважины более 60° в состав телеметрических

систем рекомендуется включать приборы геофизических измерений (зонды акустического, плотност%

ного, нейтронного и гамма%каротажа).

8.2 Для контроля за качеством строительства скважин обязательно привлечение спе%

циализированных супервайзерских служб организации%недропользователя или сторонних

сервисных организаций.

8.3 Для обеспечения контроля процесса вскрытия продуктивных горизонтов с АВПД

на скважине устанавливается буровым подрядчиком дежурство специалистов, прошедших

подготовку по специальной программе «Контроль скважины. Управление скважиной при

газонефтеводопроявлениях» в специализированных учебных центрах ОАО «Газпром».

8.4 После окончания бурения скважины состояние ствола на стадии подготовки к спу%

ску и цементированию необходимо исследовать методами ГИС (кавернометрия, профилеме%

трия) согласно РД 153%39.0%072%01 [25] и ПБ 08%624%03 [2] (подпункт 2.7.4.3).

8.5 Контроль процесса цементирования колонн следует производить с применением

станции контроля цементирования согласно РД 00158758%213%2000 [8], РД 00147001%767%2000 [9],

с применением аппаратуры (датчиков), соответствующей ГОСТам и имеющей паспорта и сер%

тификаты соответствия.

8.6 Контроль качества цементирования обсадных колонн следует производить с

использованием стандартного комплекса промыслово%геофизических исследований: через

36 ч ОЗЦ для кондукторов (направлений) и через 48 ч ОЗЦ для промежуточных и эксплуата%

ционных колонн.

8.7 Перечень обязательных показателей, определяемых при проведении промыслово%

геофизических исследований и характеризующих качество выполнения работ по цементиро%

ванию обсадных колонн, должен соответствовать требованиям РД 00158758%213%2000 [8],

РД 153%39.0%069%01 [26].

8.7.1 Показатель заполнения заколонного и межколонного пространств тампонажны%

ми растворами должен быть:

% в интервале перекрытия эксплуатационной колонной продуктивных пластов в верти%

кальных скважинах – не менее 0,9;

% в интервале перекрытия эксплуатационной колонной продуктивных пластов в

наклонно направленных скважинах с углом наклона до 60° – не менее 0,8;

13

СТО Газпром 2&3.2&202&2008

% в интервале перекрытия эксплуатационной колонной продуктивных пластов в

наклонно направленных скважинах с углом наклона более 60° и скважинах с горизонтальным

окончанием – не менее 0,7;

% в остальных интервалах – не менее 0,7.

8.7.2 В соответствии с методикой [27] показатель качества сцепления тампонажного

камня с обсадной колонной и горными породами в интервале перекрытия продуктивных пла%

стов должен быть:

% в скважинах с вертикальным окончанием – не менее 0,85;

% в скважинах с углом наклона ствола до 60° – не менее 0,75;

% в скважинах с углом наклона ствола более 60° и с горизонтальным окончанием –

не менее 0,70.

В вышележащих непродуктивных интервалах показатель качества сцепления камня

должен быть не менее 0,70 при использовании тампонажных растворов нормальной плотно%

сти и не менее 0,40 при использовании облегченных тампонажных растворов независимо от

их плотности.

8.7.3 В случае получения показателей заполнения затрубного пространства тампонаж%

ными растворами и качества сцепления тампонажного камня с эксплуатационной колонной

и породой ниже указанных в 8.7.1 и 8.7.2 оценка пригодности скважины к эксплуатации дол%

жна производиться по результатам освоения и пробной эксплуатации скважины в соответ%

ствии с ПБ 07%601%03 [28]. В этом случае основным показателем является отсутствие межко%

лонных газопроявлений.

8.8 Работы по оценке герметичности обсадных колонн и межколонных пространств

перед освоением скважин должны выполняться в соответствии с требованиями

РД 00158758%213%2000 [8] и ПБ 08%624%03 [2] (подпункт 2.7.5) с учетом прочностных характе%

ристик тампонажного камня в приустьевой части.

8.9 После спуска в скважину комплекса подземного оборудования необходимо прове%

сти испытания по определению герметичности пакера. Давление в затрубном пространстве на

устье скважины должно быть равно атмосферному.

8.10 Технические средства, в том числе средства измерений, и методики выполнения

измерений, используемые на всех стадиях и при всех видах работ на скважине, должны быть

сертифицированы, аттестованы и поверены в установленном порядке.

14

СТО Газпром 2&3.2&202&2008

9 Требования к эксплуатации газоконденсатных скважин с аномально

высоким пластовым давлением

9.1 Режимы эксплуатации газоконденсатных скважин с АВПД должны обеспечивать

получение проектных дебитов и устойчивость пород%коллекторов в течение всего жизненно%

го цикла месторождения и обосновываться в проекте разработки месторождения.

9.2 Технологический режим работы скважины должен устанавливаться ежеквартально

по каждой скважине на основании результатов текущей эксплуатации и исследований сква%

жин в соответствии с руководством [29] и с учетом:

% дебита;

% забойного давления (рабочей депрессии);

% давления в трубном и в затрубном пространстве;

% температуры потока газожидкостной смеси.

9.3 Для дистанционного контроля за параметрами работы скважины и управления тех%

нологическими процессами скважина должна быть оборудована средствами автоматизации и

телемеханизации, определенными рабочей документацией проекта обустройства месторож%

дения в соответствии с требованиями основных положений [30].

9.4 При эксплуатации скважин необходимо:

% проверять техническое состояние скважины и установленного оборудования;

% проверять соответствие параметров работы оборудования добычным возможностям

скважины и установленому технологическому режиму;

% оценивать надежность и работоспособность узлов оборудования, используя комплекс

исследований и измерений (замер дебитов, обводненности продукции, глубинные замеры

температуры и давления, учет отказов и ремонтов оборудования, анализ проб газа, воды);

% поддерживать скважины в работоспособном состоянии путем проведения текущих и

капитальных ремонтов;

% проводить работы по интенсификации притока в соответствии с рекомендаци%

ями [24] и СТО Газпром 2%3.3%119.

9.5 Периодичность проведения газодинамических, геофизических и газоконденсатных

исследований на вынос жидкости и мехпримесей, объемов отборов проб необходимо опреде%

лять в соответствии с проектами разработки месторождения и ежегодными планами проведе%

ния исследований организацией%недропользователем.

9.6 В соответствии с проектом разработки месторождения и планом геолого%техниче%

ских мероприятий следует выполнять и контролировать исследования по скважинам, вклю%

чающие:

% наблюдения за статическим уровнем;

15

СТО Газпром 2&3.2&202&2008

% отборы проб;

% гидрохимические исследования;

% измерения количества и качества вод, выносимых с газожидкостной смесью из сква%

жины;

% оценку динамики ГВК;

% оценку текущей газонасыщенности;

% оценку технического состояния скважин.

Виды, объем, периодичность исследований и измерений должны устанавливаться

организацией%недропользователем.

9.7 Консервацию и ликвидацию скважин следует проводить по проектной документа%

ции, разработанной согласно требованиям СТО Газпром 2%3.3%120 и в соответствии с

РД 08%492%02 [18].

10 Требования промышленной безопасности

10.1 При производстве работ по бурению, освоению, обвязке и эксплуатации скважин

на кусте необходимо соблюдать требования правил безопасности ПБ 08%624%03 [2],

РД 08%435%02 [31], правил пожарной безопасности ВППБ 01%04%98 [32], ППБ 01%03 [33],

инструкции [34], инструкции РД 08%254%98 [35], типовой инструкции РД 09%364%00 [36],

СТО Газпром 17, проектов разработки, обустройства месторождения и рабочих проектов на

строительство скважин.

10.2 Специалисты и рабочие, осуществляющие бурение, освоение, эксплуатацию и

ремонт скважин, а также лица, связанные с обслуживанием производственных объектов на

кустовой площадке, должны пройти специальный инструктаж по безопасному ведению работ

в соответствии с требованиями РД 08%435%02 [31] и аттестацию в порядке, предусмотренном

РД 03%444%02 [37], СТО Газпром РД 39%1.2%086 и раздела 1.7 ПБ 08%624%03 [2].

10.3 Текущее обслуживание скважины и установленного на ней оборудования в про%

цессе работы скважины осуществляют специалисты уполномоченного подразделения орга%

низации%недропользователя согласно инструкциям заводов%изготовителей на эксплуатацию

оборудования.

10.4 В случае неисправности отдельных деталей или узлов устьевого оборудования дол%

жны быть немедленно приняты меры по устранению обнаруженных неисправностей или

замене неисправных деталей и узлов оборудования.

10.5 В случае обнаружения утечек газа на действующих скважинах специалисты и рабо%

чие, обслуживающие эти скважины, обязаны принять срочные меры по остановке этих сква%

16

СТО Газпром 2&3.2&202&2008

жин и немедленно оповестить руководство организации%недропользователя и руководителей

работ на кусте о факте обнаружения утечек газа. При отрицательных результатах принятых

мер по устранению пропусков газа необходимо сообщить об инциденте оперативному дежур%

ному территориальной противофонтанной военизированной части ООО «Газобезопасностъ».

10.6 При авариях с поступлением в воздушную среду газа все работы на кусте должны

быть прекращены. В случае возникновения открытого фонтана необходимо:

% остановить соседние скважины;

% немедленно прекратить работы и эвакуировать людей из опасной зоны не менее чем

на 60 м;

% заглушить все двигатели внутреннего сгорания;

% отключить электроэнергию;

% прекратить пользоваться открытым огнем;

% принять все меры для недопущения искрообразования в районе скважины;

% оповестить об аварийном фонтанировании скважины диспетчерскую (инженерно%

технологическую) службу организации%недропользователя и оперативного дежурного терри%

ториальной противофонтанной военизированной части ООО «Газобезопасностъ».

10.7 Ликвидацию открытого газоконденсатного фонтана следует производить согласно

СТО Газпром РД 1.2%094.

10.8 Геологические службы организаций%недропользователей должны вести постоянный

мониторинг за состоянием устьев скважин, наличием грифонов и межколонных давлений.

17

СТО Газпром 2&3.2&202&2008

Библиография

[1] Регламент составления проектных документов по разработке газовых и газоконден%

сатных месторождений (утвержден ООО «ВНИИГАЗ» 05.02.99)

[2] Правила безопасности

Госгортехнадзора России

ПБ 08%624%03

Правила безопасности в нефтяной и газовой

промышленности

[3] Руководящий документ

ООО «ТюменНИИгипрогаз»

РД 00158758%191%97

Проект организации одновременного производ%

ства работ по бурению, освоению, обвязке и

эксплуатации на кустах скважин ачимовских

отложений



РД 51%00158758%185%97

Макет рабочего проекта на строительство

скважин на месторождениях Западной Сибири

[5] Технические условия

ОАО «Тяжпрессмаш»

ТУ 3665%059%00744002%04

Фильтр беспроволочный

[6] Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин (одобрена

и рекомендована к применению на территории Российской Федерации и стран СНГ

решением конференции Ассоциации буровых подрядчиков 18.09.96)

[7] Международный стандарт

Американского нефтяного

института API SPEC 5CT *

Specification for Casing and Tubing (US Customary

Units)



РД 00158758%213%2000

Технологический регламент по креплению сква%

жин на месторождениях севера Тюменской

области


ОАО «Газпром»,

ОАО НПО «Бурение»

РД 00147001%767%2000

Инструкция по креплению нефтяных и газовых

скважин

[10] Нормативный документ


НД 00158758%265%2003

Регламент по технологии бурения и крепления

скважин на Песцовом месторождении

* Полные тексты стандартов по трубным изделиям Американского института нефти (англ. яз.)

можно приобрести в отделе международных информационных сетей Пермского центра научно%

технической информации (Пермский ЦНТИ): тел. (3422) 37%46%36, e%mail: [email protected].

18

СТО Газпром 2&3.2&202&2008



НД 00158758%269%2003)

Регламент по приготовлению и применению

незамерзающих спецжидкостей и технологии

заполнения межколонных пространств при

цементировании эксплуатационных колонн

[12] Инструкция по приготовлению и применению буферных жидкостей (утверждена

ООО «ТюменНИИгипрогаз» 01.09.99)

[13] Инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичность (утверждена

ВНИИКрнефть 14.12.99)

[14] Сборник регламентирующих документов и инструкций по креплению скважин на

месторождениях и ПХГ ОАО «Газпром» (утвержден ОАО «Газпром» 11.08.2000)


ОАО «ВНИПИВзрывгеофизика»

ТУ 41%12%090%92

Заколонные взрывные пакера ПВ

[16] Каталог ОАО «Тяжпрессмаш», Рязань, 2002


ОАО «Газпромтрубинвест»

ТУ 14%3Р%31%2005

Трубы стальные электросварные насосно%ком%

прессорные групп прочности «Дс», «Кс», «Ес»,

«Лс» с локальной и объемной термической обра%

боткой повышенного качества в обычном и хла%

достойком исполнении и муфты к ним



РД 08%492%02

Инструкция о порядке ликвидации, консерва%

ции скважин и оборудования их устьев и стволов

[19] Р Газпром «Рекомендации по технологии крепления скважин на нижнемеловые

отложения Заполярного ГКМ» (утверждены ОАО «Газпром» 01.04.2005)

[20] Р Газпром «Рекомендации по технологии крепления скважин на нижнемеловые

отложения Песцового ГКМ» (утверждены ОАО «Газпром» 16.09.2005)


ОАО НПО «Бурение»

ТУ 39%00147001%177%98

Установка смесительно%осреднительная


ОАО «Газпром»

РД 51%00158758%206%99

Регламент по испытанию (освоению) скважин

на ачимовские отложения



НД 00158%273%2004

Регламент по освоению эксплуатационных сква%

жин на ачимовские отложения с различными

конструкциями забоев

19

СТО Газпром 2&3.2&202&2008

[24] Р Газпром «Технологии и технологические жидкости для восстановления ФЕС про%

дуктивных пластов в процессе освоения скважин на месторождениях Западной Сиби%

ри» (утверждены ОАО «Газпром» 10.08.2006)


Минэнерго России

РД 153%39.0%072%01

Техническая инструкция по проведению геофи%

зических исследований и работ приборами на

кабеле в нефтяных и газовых скважинах


Минэнерго России

РД 153%39.0%069%01

Техническая инструкция по проведению геоло%

го%технических исследований нефтяных и газо%

вых скважин

[27] Методика сравнительной оценки качества цементирования обсадных колонн по дан%

ным АКЦ (утверждена БП «Тюменбургаз» 01.09.97)


Госгортехнадзор России

ПБ 07%601%03

Правила охраны недр

[29] Руководство по исследованию скважин (утверждено ООО «ВНИИГАЗ» 20.11.99)

[30] Основные положения по автоматизации, телемеханизации и созданию информацион%

но%управляющих систем предприятий добычи и подземного хранения газа (утвержде%

ны ОАО «Газавтоматика» 22.05.97)



РД 08%435%02

Инструкция по безопасности одновременного

производства буровых работ, освоения и эксплу%

атации скважин на кусте


ВППБ 01%04%98

Правила пожарной безопасности для предприя%

тий и организаций газовой промышленности


ППБ 01%03

Правила пожарной безопасности в Российской

Федерации

[34] Инструкция по предупреждению и ликвидации газонефтеводопроявлений при строи%

тельстве и ремонте скважин (утверждена ОАО «Газпром» 06.07.99)



РД 08%254%98

Инструкция по предупреждению газонефтеводо%

проявлений и открытых фонтанов при строи%

тельстве и ремонте скважин в нефтяной и газо%

вой промышленности



РД 09%364%00

Типовая инструкция по организации безопасно%

го проведения огневых работ на взрывоопасных

и взрывопожароопасных объектах

20

СТО Газпром 2&3.2&202&2008



РД 03%444%02

Положение о порядке подготовки и аттестации

работников организаций, осуществляющих дея%

тельность в области промышленной безопаснос%

ти опасных производственных объектов, под%

контрольных Госгортехнадзору России

21

СТО Газпром 2&3.2&202&2008

ОКС 75.020

Ключевые слова: скважина газоконденсатная эксплуатационная, аномально высокое

пластовое давление, технические требования, технические решения, проектирование,

строительство, эксплуатация, контроль качества

Корректура В.М. Осканян

Компьютерная верстка Н.А. Владимирова

Подписано в печать 24.07.2008 г.

Формат 60x84/8. Гарнитура «Ньютон». Тираж 60 экз.

Уч.%изд. л. 2,6. Заказ 233

ООО «ИРЦ Газпром» 117630, Москва, ул. Обручева, д. 27, корп. 2.

Тел.: (495) 719%64%75, 719%31%17.

Отпечатано в ЗАО «Издательский Дом Полиграфия»

сто газпром 2 3.2-202-2008

Documents