Источники горгного права

     Для бурения скважин в зоне распространения  ММП в качестве промывочной жидкости запрещается использовать воду.

     Для предупреждения кавернообразования в  интервалах ММП в качестве промывочных  агентов следует применять высоковязкие полимерглинистые и биополимерные  растворы с регулируемым содержанием  твердой фазы, продувку забоя воздухом или пенами, а также долота диа­метром меньше номинального с последующим  расширением ствола скважины до проектного значения.

     Тепловой  режим бурения в интервалах ММП, а также такие показатели бурового раствора, как температура, вязкость, статическое напряжение сдвига, показатель фильтрации и плотность, должны обеспечивать снижение разупрочняющего воздействия  на приствольную зону. Перечисленные  показатели должны контролироваться и поддерживаться в оптимальных пределах.

     Забуривание наклонно-направленного ствола в  интервалах залегания ММП не допускается.

     Для цементирования обсадных колонн применяется  цемент для низких и нормальных температур ускорителем схватывания.

     Температура тампонажного раствора должна быть не ниже 8-10 °С для обеспечения его  ускоренного схватывания, но не превышать  температуру бурового раствора при  бурении под колонну.

     При опрессовке колонн и межколонных пространств следует применять незамерзающие жидкости, в том числе и используемые буферные жидкости.

     Комплекс  мероприятий по предупреждению смятия колонн и аварийных газопроявлений в скважинах в случае длительных их простоев после окончания бурения  или в период эксплуатации зависит  от предполагаемого срока простоя (время обратного промерзания) и  наличия в заколонном и межколонном пространствах замерзающей жидкости. Перечень мероприятий разрабатывается организацией - исполнителем работ по согласованию с добывающей организацией и территориальными органами Госгортехнадзора России. При отсутствии замерзающей жидкости в крепи скважин в перечень могут входить оснащение их комплексом забойного оборудования, включая клапаны-отсекатели или глухие пробки, а при наличии в крепи замерзающих жидкостей - периодический контроль температуры крепи глубинными термометрами.

     В случае падения температуры до опасных  значений необходимо обеспечить периодические  прогревы крепи прокачкой подогретой жидкости или отборами газа либо (при  длительной консервации) проведение замораживания  без перфорации.

     Работы  по вызову притока могут быть начаты только после обследования состояния  скважины глубинными приборами (калибраторами, термометром, манометром), установления их проходимости по всему стволу и  прогрева крепи в интервале ММП прокачкой подогретой жидкости через спущенные НКТ.

     Работы  по освоению и испытанию скважин  могут быть начаты при обеспечении  следующих условий:

     - высота подъема цементного раствора  за эксплуатационной колонной  и качество сформировавшейся  крепи соответствуют всем требованиям 

     - эксплуатационная колонна прошаблонирована, опрессована совместно с колонной  головкой и превенторной установкой (фонтанной арматурой), герметична  при максимально ожидаемом давлении  на устье скважины;

     - устье с фонтанной арматурой  или превенторной установкой  и выкидные линии оборудованы  и обвязаны в соответствии  с утвержденной схемой;

     - отсутствуют межколонные давления.

     В случае возможных отклонений по высоте подъема цемента от проекта работы по освоению и испытанию скважины проводятся после согласования с  заказчиком, проектной организацией.

     Устье скважины перед перфорацией эксплуатационной колонны должно быть оборудовано  противовыбросовым оборудованием  по утвержденной схеме, а скважина заполнена  буровым раствором (жидкостью), соответствующей  рабочему проекту.

     В случае вскрытия перфорацией газовых, нефтяных и водоносных горизонтов с  аномально высоким давлением  противовыбросовое оборудование должно быть представлено превенторной установкой. В остальных случаях схема  противовыбросового оборудования должна быть согласована с территориальными органами Госгортехнадзора России и  противофонтанной службой.

     Подготовительные  работы перед спуском заряженного  перфоратора в скважину осуществляются в соответствии с требованиями правил безопасности. 

     Перфорация  продуктивного пласта при сниженном  уровне или в среде, отличающейся от установленных требований, производится по специальному плану, согласованному с заказчиком. Технология и порядок  проведения таких работ устанавливаются  документацией, согласованной с  территориальными органами Госгортехнадзора России.

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

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

     Результаты  опрессовки оформляются актом.

     Комплекс  работ по освоению скважины должен предусматривать меры, обеспечивающие:

     - исключение закупорки пласта  при вторичном вскрытии;

     - сохранение скелета пласта в  призабойной зоне;

     - предупреждение прорыва пластовой  воды и газа из газовой «шапки»;

     - термогидрогазодинамические исследования  по определению количественной  и качественной характеристики  пласта и его геолого-физических  параметров;

     - сохранение, восстановление или  повышение проницаемости призабойной  зоны;

     - предотвращение неконтролируемых  газонефтеводо-проявлений и открытых  фонтанов;

     - охрану недр и окружающей среды.

     Устойчивость  призабойной зоны пласта и сохранность  цементного кольца обеспечиваются допустимой депрессией, величина которой устанавливается  организацией по согласованию с заказчиком с учетом проектных решений и  фактического состояния крепи. 

     Приток  флюида из пласта вызывается путем  создания регламентируемых депрессий  за счет:

     - замены бурового раствора на  раствор меньшей плотности, техническую  воду или дегазированную нефть.  При этом разница в плотностях  последовательно заменяемых жидкостей  не должна быть более 0,5-0,6 г/см3; при большей разнице плотностей  должны быть ограничены темпы  снижения противодавления на  пласт;

     - использования пенных систем;

     - использования специальных технических  средств и технологий (струйный  насос УГИС и т. п.).

     Снижение  уровня жидкости в эксплуатационной колонне нагнетанием воздуха  запрещается.

     Вызов притока путем снижения уровня в  эксплуатационной колонне свабированием, использованием скважин-ных насосов, нагнетанием инертного газа или  природного газа от соседней скважины производится в соответствии с документацией, разработанной организацией и согласованной  с территориальными органами Госгортехнадзора России.

     Глубинные измерения в скважинах с избыточным давлением на устье должны проводиться  с применением лубрикатора, технические  характеристики которого соответствуют  условиям работы скважины. До установки  лубрикатор должен быть опрессован на пробное давление, а после установки - на давление опрессовки колонны.

     Для каждой скважины, подлежащей освоению, составляется план с учетом технологических  регламентов на эти работы и назначением  ответственных лиц за их выполнение.

     План  утверждается техническим руководителем  буровой организации и согласовывается  с заказчиком.

     Испытание скважин в процессе их бурения  с помощью испытателей пластов  осуществляется по плану работ, предусматривающему мероприятия по подготовке ствола скважины, обработке раствора противоприхватными добавками, величину депрессии на испытываемый горизонт, порядок подготовки бурильной колонны и проведения такой операции. План работ согласовывается с заказчиком, противофонтанной службой и геофизической организацией и утверждается техническим руководителем буровой организации.

     Испытание скважин с выводом флюида на поверхность  при использовании испытателя пластов  производится в соответствии с требованиями правил безопасности.

     О проведенных работах по освоению и испытанию скважин составляется суточный рапорт по установленной форме.

     Рабочие проекты на строительство горизонтальных скважин должны содержать следующие  положения и решения:

     - обоснование профиля и интенсивности  искривления (радиуса искривления)  ствола скважины исходя из  заданной протяженности горизонтального  положения в продуктивном пласте;

     - расчеты дополнительных изгибающих  нагрузок на колонны обсадных, бурильных и насосно-компрессорных  труб в интервалах резкого  искривления ствола;

     - мероприятия по обеспечению безотказной  и безаварийной работы колонн  обсадных, бурильных и насосно-компрессорных  труб в условиях интенсивного  искривления ствола скважины  в зенитном и азимутальном  направлениях;

     - коэффициенты запаса прочности  для расчета обсадных колонн  и условия обеспечения герметичности  их резьбовых соединений;

     - технические условия по обеспечению  проходимости внутри колонн труб  инструмента и приспособлений  для проведения технологических  операций, приборов ловильного инструмента  и внутрискважинного оборудования;

     - мероприятия по минимизации износа  обсадных колонн при спускоподъемных  и других операциях, предотвращению  желобообразований в интервалах  искривления и горизонтальном  участке;

     - гидравлическую программу, обеспечивающую  транспорт шлама из горизонтального  участка ствола скважины и  вымыв газовых шапок, формирующихся  в верхней части горизонтального  проложения;

     - крепление скважины в интервалах  интенсивного искривления и горизонтальном  участке (при необходимости);

     - допустимые нагрузки на стенки  скважины от силы прижатия  колонны бурильных труб в местах  интенсивного набора кривизны.

     Выбор конструкции горизонтальных скважин  должен определяться принципами, установленными правилами безопасности.

     При протяженности горизонтального  участка ствола скважины более 300 м  применение верхнего привода обязательно.

     Для удаления газовых скоплений в  верхней части горизонтального  участка (в местах расширения ствола, перегибах и т. п.) интенсивность  промывки в начале каждого долбления  должна обеспечивать образование турбулентного  потока в кольцевом пространстве горизонтальной части ствола. Выход  разгазированной пачки раствора на поверхность должен фиксироваться  и при необходимости регулироваться.

     Расчет  обсадных колонн должен производиться  с учетом следующих условий:

     - коэффициенты запаса прочности  на избыточное давление для  секций, находящихся в пределах  горизонтального участка, составляют 1,3-1,5, для секций, находящихся в  интервалах искривления от 3,0 до 5,0 град/10 м, - 1,05, для секций в интервалах  искривления свыше 5 град/10 м - 1,10;

     - коэффициент запаса прочности  на внутреннее давление - 1,15;