Кріплення свердловин

6.4.1. Конструкція свердловини повинна забезпечувати:

· безаварійне розкриття продуктивних горизонтів;

· безпечне буріння свердловини до проектної глибини;

· герметичність обсадних колон та кільцевих просторів;

· надійну ізоляцію флюїдовміщуючих горизонтів.

6.4.2. Башмак обсадної колони, що перекриває породи, схильні до текучості, слід встановлювати нижче їх підошви в щільних пропластках.

До початку розкриття продуктивних і напірних водоносних горизонтів повинен передбачатися спуск мінімум однієї технічної колони або кондуктора до глибини, яка виключає можливість розриву порід після повного заміщення бурового розчину в свердловині пластовим флюїдом або сумішшю флюїдів різних горизонтів і герметизації гирла свердловини.

6.4.3 Технічна колона разом з противикидним обладнанням повинна забезпечувати:

а) герметизацію гирла свердловини у випадках газонафтоводопроявів, викидів та відкритого фонтанування;

б) протистояння максимальним зминаючим навантаженням в інтервалі порід, схильних до текучості, при відкритому фонтануванні або поглинанні бурового розчину з падінням його рівня.

6.4.4. Висота заповнення тампонажним розчином кільцевого простору повинна складати:

а) за кондуктором - до гирла свердловини;

б) за проміжними колонами всіх свердловин - до гирла;

в) за експлуатаційними колонами нафтових свердловин (при пластових тисках вище гідростатичного), які спускаються секціями і цементуються в два і більше прийоми, - не менше 300 м з урахуванням перекриття стикувального пристрою або муфти ступеневого цементування, що розташовані вище башмака попередньої колони;

г) за експлуатаційними колонами нафтових свердловин (при пластових тисках вище гідростатичного), які спускаються секціями і цементуються в два і більше прийомів, а стикувальний пристрій або муфта ступеневого цементування розташовані у відкритому стовбурі, - не менше 200 м з урахуванням перекриття башмака попередньої колони.

У всіх інших випадках кільцевий простір повинен заповнюватись тампонажним розчином до гирла свердловини.

6.4.5. Всі обрані з урахуванням вимог п.п.6.4.4 цих Правил інтервали цементування поєднуються в один загальний. При цьому проектна висота підняття тампонажного розчинуза обсадними колонами повинна передбачати:

а) перевищення гідростатичних тисків складеного стовпа бурового розчину та замішаного цементного розчину над пластовими тисками флюїдовміщуючих горизонтів, що перекриваються;

б) виключення гідророзриву порід або розвитку інтенсивного поглинання розчину;

в) можливість розвантаження обсадної колони на цементне кільце для встановлення колонної головки.

Під час ступеневого цементування, спуску колон секціями нижні і проміжні ступіні обсадних колон, а також потайні колони повинні бути зацементовані по всій довжині.

6.4.6. У разі перекриття кондуктором або технічною колоною зон поглинання, пройдених без виходу циркуляції, допускається підняття тампонажних розчинів до підошви поглинаючого пласта з наступним (після ОЗЦ) проведенням зустрічного цементування через міжколонний простір. Забороняється приступати до спуску технічних і експлуатаційних колон у свердловину, що ускладнена поглинаннями бурового розчину з одночасним флюїдопроявом, осипаннями, обвалами, затягуваннями і посадками бурильної колони, до ліквідації ускладнень.

6.4.7. Обсадні колони в межах інтервалу цементування повинні обладнуватися елементами технологічного оснащення, номенклатура і кількість яких визначаються проектом на будівництво свердловини, а місця встановлення уточнюються в робочому плані на спуск колони.

6.4.8. Обсадні труби, які поставляються на бурові підприємства, повинні бути забезпечені сертифікатами якості.

Підготовка обсадних труб вітчизняного виробництва до спуску в свердловину повинна здійснюватися на трубних базах, де проводиться гідравлічне випробування труб, калібрування різей, шаблонування, маркування, сортування і вимір довжини, а також перевірка зовнішнім оглядом. На трубах не повинно бути вм’ятин, напластувань, раковин, глибоких рисок та інших пошкоджень. Ніпельні частини тіла труб повинні мати однакову товщину стінки по всьому периметру. Гідравлічне випробування обсадних труб на буровій проводити, як виключення, на спеціально обладнаній площадці.

Обсадні труби імпортного виробництва перед спуском в свердловину підлягають маркуванню, сортуванню, виміру довжини і перевірці зовнішнім оглядом.

Не допускається застосування обсадних труб вітчизняного виробництва, які не пройшли неруйнівний контроль на заводі-виробнику.

6.4.9. Режим спуску обсадних колон, вибір тампонажних матеріалів і розчинів на їх основі, а також гідравлічна програма цементування повинні розраховуватись і здійснюватись таким чином, щоб забезпечити мінімально можливу репресію на продуктивні горизонти і не допускати ускладнень, що пов'язані з гідророзривом порід і поглинанням. У процесі цементування повинна забезпечуватися реєстрація параметрів, що характеризують цей процес.

6.4.10. Вибір тампонажних матеріалів і розчинів на їх основі повинен здійснюватись з урахуванням наступних вимог:

а) тампонажний матеріал і сформований з нього камінь повинні відповідати діапазону статичних температур у свердловині за всім інтервалом цементування;

б) рецептура тампонажного розчину підбирається за динамічною температурою і тиском, очікуваним у інтервалі свердловини, що цементується;

в) густина тампонажного розчину підбирається з врахуванням недопущення розриву порід під дією гідродинамічного тиску у процесі цементування.

6.4.11. Забороняється застосування цементу без проведення його лабораторного аналізу на відповідність умовам цементування колони і встановлення цементних мостів у свердловині.

6.4.12. Спуск і цементування обсадних колон проводяться за планом, складеним буровим підприємством і затвердженим у встановленому порядку.

6.4.13. Перед підготовкою стовбура свердловини до спуску колони повинен бути виконаний комплекс електрометричних робіт та інших досліджень, необхідних для детального планування процесу кріплення.

6.4.14. Конструкція гирла свердловини повинна забезпечувати:

а) підвіску верхньої частини технічних і експлуатаційних колон з урахуванням компенсації температурних деформацій на всіх стадіях роботи свердловини (колони);

б) контроль можливих флюїдопроявів за обсадними колонами;

в) можливість аварійного глушіння свердловини;

г) герметичність міжколонних просторів під час будівництва і експлуатації свердловин;

д) випробування на герметичність обсадних колон.

6.4.15. У процесі буріння технічна колона повинна періодично перевірятись на зношення для визначення її залишкової міцності. Періодичність і способи перевірки встановлюються проектом і уточнюються технологічною службою бурового підприємства.