Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности

1. ФЕДЕРАЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА В ОБЛАСТИ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ "ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ«

ФЕДЕРАЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА В ОБЛАСТИ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ
"ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ«
Утверждены Приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному
надзору от 12.03.2013 N 101, изменения внесены Приказом от 12.01.2015 № 1
XII. Требования к конструкции скважин
117. Конструкция скважины в части надежности, технологичности и безопасности должна
обеспечивать:
• максимальное использование пластовой энергии продуктивных горизонтов в процессе
эксплуатации за счет выбора оптимального диаметра эксплуатационной колонны и
возможности достижения проектного уровня гидродинамической связи продуктивных
отложений со стволом скважины;
• применение эффективного оборудования, оптимальных способов и режимов эксплуатации,
поддержания пластового давления, теплового воздействия и других методов повышения
нефтегазоотдачи пластов;
• условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах производства
буровых работ и эксплуатации скважины;
• получение необходимой горно-геологической информации по вскрываемому разрезу;
• условия безопасного ведения работ, связанных с пользованием недрами и охраны
окружающей среды, в первую очередь за счет прочности и долговечности крепления
скважины, герметичности обсадных колонн и кольцевых пространств, а также изоляции
флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых пород и пространства вокруг
устья скважины.
123. Конструкция скважины должна предусматривать возможность капитального ремонта
крепления скважины, в том числе путем забуривания и проводки нового ствола скважины.

2. Методы вскрытия продуктивного пласта

3. Характеристики горных пород используемые при выборе метода вскрытия продуктивного пласта (конструкции забоя)

Коэффициент Пуассона :
- песчаник
0,09-0,13;
- глины плотные
0,15-0,35;
- глины пластичные 0,38-0,45;
- известняк
0,28-0,33;
- соль
0,44
Высокопроницаемые пласты:
– К (поровый) 0,1 мкм2
– Кт(трещиный) ≥0,01 мкм2
Песчаники мелкозернистые
0,1<dср<0,25 мм
Песчаники среднезернистые
0,25<dср<0,5 мм
Песчаники крупнозернистые
0,5<dср<1 мм
Классы проницаемости:
1. К>1 мкм2
2. К=0,5-0,1 мкм2
3. К=0,1-0,5 мкм2
4. К=0,05-0,1 мкм2
5. К=0,01-0,05 мкм2
6. К=0,001-0,01 мкм2
Пластовое давление:
высокое Ка> 1 (кг/см2) /10 м;
нормальное Ка> 1 (кг/см2) /10 м;
низкое Ка> 1 (кг/см2) /10 м.

4. ФЕДЕРАЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА В ОБЛАСТИ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ "ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ«

ФЕДЕРАЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА В ОБЛАСТИ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ
"ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ«
Утверждены Приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и
атомному надзору от 12.03.2013 N 101, изменения внесены Приказом от 12.01.2015 № 1
XII. Требования к конструкции скважин
118. Оптимальное число обсадных колонн и глубины установки их башмаков при проектировании
конструкции скважин определяются количеством зон с несовместимыми условиями проводки
ствола по градиентам пластовых (поровых) давлений, гидроразрыва (поглощения) пластов,
прочности и устойчивости пород.
Башмак обсадной колонны, перекрывающий породы, склонные к текучести, следует устанавливать
ниже их подошвы или в плотных пропластках.
До вскрытия продуктивных и напорных водоносных горизонтов должен предусматриваться спуск
минимум одной промежуточной колонны или кондуктора до глубины, исключающей возможность
разрыва пород после полного замещения бурового раствора в скважине пластовым флюидом или
смесью флюидов различных горизонтов и герметизации устья скважины.
XXIV. Дополнительные требования безопасности к производству буровых работ в зонах
многолетнемерзлых пород
317. Кондуктор должен перекрывать толщу неустойчивых при протаивании пород - криолитозоны.
Башмак необходимо располагать ниже этих пород (не менее чем на 50м) в устойчивых отложениях.

5. График изменения градиентов пластового давления и давления гидроразрыва пород (совмещенный график давлений)

6. Скважина 21 Нерцессинская (ЯНАО)

200
300
30
40
50
60
70
80
90
100
110
120
0,9
1,0
1,1
1,2
1,3
1,4
1,5
1,6
1,7
1,8
1,9
2,0
2,1
2,2
127 мм
20
18,7
178 мм
10
7,6
245 мм
4,1
324 мм
0
0
Конст рукция скв ажины
426 мм
Ргр
Размыв устья, обвалы стенок
скважины, кавернообразования. Зона
пресных вод до глубины 200 м.
Оттаивание ММП до глубины 100 м.
250 м
Экв ив алент ы градиент ов дав лений
530 мм
Рбр
Интервалы
нефтегазоконденсато-
Рпл
Сов мещенные графики дав лений
0
30м
Плот ност ь бур.
р-ра, кг/м 3
принятая
Q
Дав ление,
МПа
Возможные осложнения
расчетная
100
Стратиграфия
Глубина, м
Скважина 21 Нерцессинская (ЯНАО)
1100
1100
1100
1120
1050
1120
1092
1120
1092
1120
1113
1120
1124
1130
1145
1150
1155
1160
250 м
400
500
500
500
600
700
P2t+kz
800
Осыпания, обвалы стенок скважины,
кавернообразование. Сужение ствола
в проницаемых породах. Прихваты
бурового инструмента в интервалах
сужения ствола и подваливания
стенок скважины. Поглощение
промывочной жидкости.
900
1000
1100
МСЦ-324
1000
1000
1500
1500
1200
1300
1400
1500
P2u
1600
МСЦ-245
1670 м
1700
16,37
17,03
18,35
31,73
33,40
1670 м
1800
1900
P1k
2000
2000
2000
2100
2200
P1tl
2300
2400
2500
Осыпания и обвалы стенок скважины,
кавернообразование. Сужение ствола
в проницаемых породах. Прихваты
бурильного инструмента в интервалах
сужения и подваливания стенок
скважины.
Нефтегазоводопроявления.
P1bl
2500
2500
2600
2700
2800
МСЦ-178
P1gs
2900
3100
3200
3300
3400
3500
P 1 a+s
2930 м
C 2m+b
В инт-ле 3565-3640 м интенсивные
обвалы. Кавернообразования,
сужение ствола скважины в
проницаемых породах. Прихваты
бурильного инструмента в интервалах
сужения и подваливания стенок
скважины. Нефтеводопроявления.
Коагуляция бурового раствора при
разбуривании ангидритов (3155-3200
м). Прогнозное содержание H 2 S в УВ
флюидах 0,5-3% мольн.
C 1s 2
C 1s 1
C 1al+mh+
vn
C 1tl
3600
C 1 bb+rd-C 1 ks
3700
3900
D 3dz
4000
D 3up
4100
D 3el
4200
D 3zd
4300
4600
4700
D 1sk
D 1op
S2gr
4900
S2gj
5100
5200
5300
Р гр
P1k
град Р бр
C2m+b
C1s1
град Р гр
C1t
3500
40,10
73,00
Незначительное осыпание стенок
скважины при прохождении глинистых
пород. Кавернообразование и
поглощения в рифогенной части
разреза в интервале 3870-4190 м.
Сужение ствола скважины в
проницаемых породах.
Нефтегазоводопроявления.
Прогнозное содержание Н 2 S в УФ
флюидах до 1 % мольн.
39,00
41,20
75,00
73,13
4420 м
45,97
46,41
D 3dm
D3 sr+tm
4800
5000
град Р пл
D3fm2
3500
D3dm
D1op+sk
S1sd
4000
43,58
46,15
46,56
81,71
87,99
49,00
92,82
90,61
4000
4200 м
D 3f 3
4400
4500
Р пл
37,23
37,96
3650 м
C 1t
3800
2930 м
3000
3000
4000 м
3000
Незначительное осыпание стенок
скважины при прохождении глинистых
пород. Сужение ствола скважины в
проницаемых породах. Прихваты
бурильного инструмента в интервалах
сужения и подваливания стенок
скважины. Коагуляция бурового
раствора в интервале 4560-4640 м.
Поглощение промывочной жидкости.
Нефтегазоводопроявления.
Прогнозное содержание Н 2 S в УФ
флюидах 0,5-1 % мольн.
50,09
51,04
52,88
53,81
54,89
55,40
57,87
58,38
105,17
57,24
60,31
108,65
4500
5000
5000
97,79
S1sd
5300 м
4500
5300 м

7.

Обоснование выбранной конструкции скважины
Наименование
колонн
1
Направление
Кондуктор
Диа- Интервал спуска
метр, по вертикали,
Назначение колонны
м
мм
от
до
2
3
4
5
530
0
30
Крепления верхнего слоя многолетнемерзлых пород. Предотвращение размыва приустьевой части ствола
скважины и отсыпки. Обвязка устья с циркуляционной системой.
Направление цементируется путем предварительного заполнения ствола скважины тампонажным
раствором.
426
0
250 Крепление зоны распространения ММП, легко размываемых и неустойчивых пород четвертичных
отложений и верхней части отложений P 2kz+t.
Установка колонной головки и ПВО.
ПВО устанавливается для:
- обеспечения безопасных условий опробования скважины ИПТ в случае выявления в отложениях P 2kz+t
потенциально-продуктивных объектов;
- герметизации устья при проведении работ по изоляции поглощения.
Кондуктор цементируется с подъемом тампонажного раствора до устья.
Промежуточная
324
0
1670 Крепление слабоустойчивых отложений P 2kz+t и P 2u, изоляция интервалов поглощений, обеспечение
условий вскрытия и опробования в процессе бурения потенциально-продуктивных интервалов в отложениях
P1k.
Установка колонной головки и ПВО.
Для уменьшения гидродинамических нагрузок на вскрытые породы и в связи с большим объемом тампонажного раствора колонна цементируется в 2 ступени с подъемом тампонажного раствора до устья.

8.

1
Промежуточная
2
245
3
0
Продолжение табл. 5.2
4
5
2930 Крепление слабоустойчивых отложений Р 1k и P1ar, изоляция возможно-продуктивного объекта в
отложениях Р 1k.
Обеспечение условий вскрытия и опробования в процессе бурения потенциально-продуктивных и поглощающих пластов в отложениях C2m+b, C1s 1, C1ks-C1t, D3el+dz.
Уменьшение выхода открытым стволом при бурении под эксплуатационную колонну.
Установка колонной головки и ПВО.
С учетом прогнозного содержания H2S в пластовых флюидах колонна компонуется из коррозионностойких труб L-80.
Для уменьшения гидродинамических нагрузок на вскрытые пласты колонна цементируется в 2 ступени с
подъемом тампонажного раствора до устья.
Эксплуатационная
Эксплуатационный
хвостовик
178
127
0
4000
4200 Разобщение поглощающих и возможно-продуктивных горизонтов C2m+b, C1s 1, C1ks-C1t и D3el+dz,
раздельное испытание перспективных объектов и обеспечение условий их эксплуатации при получении
промышленных притоков.
Обеспечение условий вскрытия и опробования в процессе бурения потенциально-продуктивных объектов в
отложениях D3dm, D1op+sk и S 1sd.
С учетом прогнозного содержания H2S в пластовых флюидах колонна компонуется из коррозионностойких труб L-80.
Для уменьшения гидродинамических нагрузок на вскрытые пласты колонна цементируется в 2 ступени с
подъемом тампонажного раствора до устья.
5300 Разобщение вскрытой части разреза, включающей возможно-продуктивные горизонты в отложениях
D3dm, D1op+sk и S 1sd.
Раздельное опробование и испытание выделенных по результатам исследований объектов,
обеспечение условий их эксплуатации при получении промышленных притоков
С учетом прогнозного содержания H2S в пластовых флюидах колонна компонуется из безмуфтовых
коррозионно-стойких труб L-80.
Колонна цементируется на всю длину.

9. ЦАГКМ (эксплуатация)

10.

11.

12.

13. Оренбургское НГКМ (многоствольные скважины)

14.

Обоснование конструкции
Диаметр,
колонн,
мм
2
Глубина
спуска,
м
3
Направление
630
10
Спускается для предупреждения размыва устья при забуривании скважины и вывода
циркуляции в заводскую циркуляционную систему. Цементируется в интервале 10-6 м.
Кондуктор
324
150
Спускается с целью перекрытия четвертичных и верхнепермских отложений.
Цементируется до устья. Устье скважины оборудуется колонной головкой и ПВО.
Промежуточная колонна
245
850
Спускается с целью перекрытия пермских терригенных и солевых отложений с установкой
башмака колонны в плотные породы иреньского горизонта; обеспечения надежной крепи
скважины при бурении под эксплуатационную колонну. Колонна цементируется в одну
ступень с подъемом цемента до устья скважины. Устье скважины оборудуется колонной
головкой и ПВО.
177,8
1700
Спускается с целью перекрытия филипповских газоносных отложений, обеспечения
зарезки и проводки по продуктивной толще артинских отложений горизонтальных стволов.
Колонна цементируется в две ступени с подъемом цемента до устья скважины. Глубина
установки МСЦ- 1320 м. Устье скважины оборудуется колонной головкой и ПВО.
155,6
(диаметр
долота)
155,6
(диаметр
долота)
155,6
(диаметр
долота)
1700 – 1830
Для обеспечения увеличения дебита скважины.
1600 – 1830
2300
Для обеспечения увеличения дебита скважины.
1575 – 1830
2275
Для обеспечения увеличения дебита скважины.
Наименование колонн
1
Эксплуатационная колонна
Открытый вертикальный
ствол
Открытая часть I условногоризонтального ствола
Открытая часть II условногоризонтального ствола
Примечание:
Назначение обсадных колонн, обоснование выбора
секционности, глубины спуска колонны и способа цементирования
4
При строительстве каждой конкретной скважины ее конструкция, количество стволов (от нуля до трех), их расположение в
азимутальном направлении, глубина их забуривания, траектория ствола уточняется по фактическим данным бурения и результатам
геофизических исследований.

15.

16. Нагумановская площадь (Оренбургскоая область)

17.

18.

19.

Обоснование конструкции скважины
Таблица 7.1 - Обоснование конструкции скважины
Глубина
спуска
по вертикали
м
4
Глубина
зарезки по
вертикали,
168
3176/3368
3081/3408
3093/3093
2987/2987
3060/3167
3066/3179
2785/3399
3147/3337
3149/3243
-
Хвостовик 114 мм
114
2792
2724
2600
2500
2668
2677
2700
2782
2741
Хвостовикфильтр ФБ-73
73
3062-2345
3014-2231
3029-2100
2925-2000
2978-2169
2984-2183
2998-2224
3065-2284
3050-2248
3071-3062
3024-3014
3041-3029
2935-2925
2990-2978
2996-2984
3009-2998
3076-3065
3059-3050
№
скважины
Наименование
колонн
Диаметр
колонн,
мм
1
2
3
20804
30103
30104
30305
31203
31204
31709
32503
32504
Эксплуатацион-ная
колонна,
существующая
20804
30103
30104
30305
31203
31204
31709
32503
32504
20804
30103
30104
30305
31203
31204
31709
32503
32504
м
Назначение обсадных колонн; обоснование выбора диаметра,
секционности, глубины спуска колонн и способа цементирования
5
Существующая конструкция скважины
6
Спущена с целью эксплуатации продуктивного горизонта.
Зацементирована с подъемом тампонажного раствора до устья.
Зарезка бокового ствола
Спускается с целью разобщения зоны АВПД (шоколадные глины) Кпор равным 1,3 и
зоны продуктивных пластов БУ8-2, БУ8-3 с коэффициентами аномальности Ка от 0,4
(БУ8-2) до 0,46 (БУ8-3);
Цементируется в интервале от башмака до «головы» хвостовика. В состав хвостовика
114 включается комплекс устройств для цементирования подвески и герметизации
хвостовика ПХЦ3. 114/168 (завод изготовитель ОАО «Тяжпрессмаш») с установкой
заколонного гидравлического пакера ПГП 114А в кровлю БУ 8-0.
Хвостовик-фильтр ФБ-73 спускается с целью эксплуатации пластов БУ8-2, БУ8-3
Не цементируется.

20. Соотношения дебитов скважин и обсадных колонн применяемые на практике

21. Диаметры промежуточных колонн

22. РД 39-00147001-767-2000

23. Основные сочетания типоразмеров обсадных колонн и долот