ГОСТ Р 58367-2019 Обустройство месторождений нефти на суше. Технологическое проектирование (с Поправкой)

     6.1 Извлечение (подъем) на поверхность нефтегазоводяной смеси

6.1.1 Подтверждение промышленной нефтегазоносности и ценности залежи, уточнение геологической модели залежи в процессе разработки и эксплуатации залежи зависят от пробуренных нефтяных скважин, предусмотренных техническим проектом на разработку месторождения.

ПД на строительство скважин выполняется в соответствии с техническим проектом на разработку месторождения углеводородного сырья и [12].

Бурение скважин по утвержденной застройщиком (техническим заказчиком) ПД независимо от назначения скважины включает в себя следующие основные этапы:

- геологическое обоснование места заложения скважины, проектное положение устьев скважин выбирают при проведении работ по кустованию месторождений с учетом технико-технологических условий строительства скважин и уточняют на местности путем проведения изыскательских работ, переданных застройщику (техническому заказчику) в установленном порядке в виде отдельного приложения к техническому проекту на разработку месторождения;

- подготовительные работы к строительству скважин;

- бурение и крепление скважины с использованием буровых установок по ГОСТ 16293, с применением специального бурового оборудования по ГОСТ 31844;

- испытание скважин на продуктивность по ГОСТ Р 55288;

- промыслово-геофизические работы по ГОСТ 32358;

- оборудование устья скважины по ГОСТ 13862, ГОСТ 13846, ГОСТ Р 51365, ГОСТ 28996.

Способ подъема на поверхность НГВС в скважинах, основное применяемое устьевое наземное и внутрискважинное подземное оборудование и другие данные по технике и технологии добычи, необходимые для проектирования системы сбора, принимают по данным технического проекта на разработку месторождения и в соответствии с заданием на проектирование.

6.1.2 Конструкцию скважины характеризуют параметры, определяющие изменение диаметра ствола скважины с глубиной, а также диаметры, длины обсадных колонн и высоты подъема цемента за обсадными колоннами.

Конструкция проектируемой скважины обеспечивает доведение ее до проектной глубины, надежную изоляцию всех продуктивных, водоносных, проницаемых горизонтов, сохранение коллекторских свойств продуктивной части пласта, а также длительную безотказную работу скважины во время эксплуатации.

Конструирование скважины (дизайн) начинают с выбора диаметра эксплуатационной колонны в зависимости от максимально ожидаемого дебита скважины при добыче пластового флюида. Оптимальный диаметр эксплуатационной колонны рассчитывают, исходя из минимизации затрат на строительство скважин и экономии энергозатрат за счет эксплуатации ЭЦН. Также учитывают увеличение диаметра эксплуатационной колонны в случае возможного использования одновременно раздельной эксплуатации.

Диаметр промежуточной колонны определяют в соответствии с диаметром долота при бурении под эксплуатационную колонну.

Необходимую разность диаметров скважин и муфт обсадных колонн, а также диаметров обсадных труб при спуске безмуфтовых обсадных колонн устанавливают в рабочем проекте и выбирают, исходя из оптимальных величин, установленных практикой производства буровых работ и максимально обеспечивающих беспрепятственный спуск каждой колонны до проектной глубины, а также качественное их цементирование.

Для определения числа обсадных колонн и глубин их спуска предварительно строят совмещенный график давлений, с выделением зон с несовместимыми условиями бурения с учетом возможных осложнений и значений пластовых давлений (геолого-литологической характеристики месторождения или площади). Общее число обсадных колонн соответствует числу зон с несовместимыми условиями бурения.

Толщину стенок и группу прочности обсадных колонн определяют расчетным путем, исходя из максимальных избыточных наружных и внутренних давлений, действующих на обсадные колонны в процессе строительства и эксплуатации скважины, а также с учетом усилий растяжения от собственной массы обсадных колонн.

Обсадные трубы изготавливают по ГОСТ 632 и ГОСТ 31446, ГОСТ Р 53201.

Обсадные колонны рассчитывают на прочность.

Обсадные колонны, спускаемые в наклонно направленные скважины, проверяют расчетным путем на проходимость в интервалах участков набора зенитного угла и исправлений азимутов.

При строительстве скважин в зонах распространения многолетнемерзлых пород башмак кондуктора устанавливают ниже криолитозон не менее чем на 50 м. Кроме вышеуказанного требования для всех скважин башмаки кондуктора и промежуточных колонн устанавливают на глубинах, исключающих возможность гидроразрыва горных пород в районе башмаков и ниже в случаях газонефтеводопроявлений, при полном замещении бурового раствора в скважине пластовым флюидом и герметизации устья скважины.

Башмак эксплуатационной колонны устанавливают ниже подошвы коллектора проектного пласта на 5-50 м в зависимости от типа залежи и расположения водонефтяного контакта.

Направления и кондуктора цементируют до устья.

Интервалы цементирования последующих обсадных колонн определяют согласно [12].

Тампонажные материалы выбирают по ГОСТ 1581 с учетом горно-геологических условий строительства скважин.

6.1.3 Выбор буровой установки осуществляют, исходя из максимальной массы бурильной или обсадной колонны. Максимальная масса бурильной колонны в воздухе при бурении скважины под различные проектные обсадные колонны должна быть не более 60% от параметра буровой установки "Допустимая нагрузка на крюке", а максимальная масса обсадной колонны в воздухе - не более 90% от параметра "Допускаемая нагрузка на крюке".

Оснащение буровых установок системой верхнего привода проводят согласно [12].

6.1.4 Плотность бурового раствора проектируют таким образом, чтобы коэффициент превышения гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым давлением составлял: для скважин глубиной до 1200 м - 1,10, для скважин глубиной более 1200 м - 1,05.