р газпром 2 3.2-337-2009
TRANSCRIPT
ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»
СТАН
ДАРТ О
РГАН
ИЗ
АЦ
ИИ
РЕКОМЕНДАЦИИ ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ,
ЗАКАНЧИВАНИЮ И ОСВОЕНИЮ СКВАЖИН
ДЛЯ ДОБЫЧИ МЕТАНА ИЗ УГОЛЬНЫХ
ПЛАСТОВ ТАЛДИНСКОЙ
И НАРЫКСКО-ОСТАШКИНСКОЙ
ПЛОЩАДЕЙ КУЗБАССА
Р Газпром 2-3.2-337-2009
ИЗДАНИЕ ОФИЦИАЛЬНОЕ
Москва 2009
ДОКУМЕНТЫ НОРМАТИВНЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ,
СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ ОАО «ГАЗПРОМ»
.indd 2-3.indd 2-3 25.11.2009 8:19:1625.11.2009 8:19:16
ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»
РЕКОМЕНДАЦИИ ОРГАНИЗАЦИИ
РЕКОМЕНДАЦИИ ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ, ЗАКАНЧИВАНИЮ
И ОСВОЕНИЮ СКВАЖИН ДЛЯ ДОБЫЧИ МЕТАНА
ИЗ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ ТАЛДИНСКОЙ
И НАРЫКСКО�ОСТАШКИНСКОЙ ПЛОЩАДЕЙ КУЗБАССА
Р Газпром 2�3.2�337�2009
Издание официальное
ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»
Открытое акционерное общество «Газпром промгаз»
Общество с ограниченной ответственностью «Газпром экспо»
Москва 2009
II
Р Газпром 2�3.2�337�2009
Предисловие
Распространение настоящих рекомендаций осуществляется в соответствии с действующим
законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»
1 РАЗРАБОТАНЫ
2 ВНЕСЕНЫ
3 УТВЕРЖДЕНЫ
4 ВВЕДЕНЫ ВПЕРВЫЕ
5 СРОК ДЕЙСТВИЯ
© ОАО «Газпром», 2009
© Разработка ОАО «Газпром промгаз», 2009
© Оформление ООО «Газпром экспо», 2009
Открытое акционерное общество «Газпром промгаз»
Управлением инновационного развития Департамента
стратегического развития ОАО «Газпром»
членом Правления, начальником Департамента страте6
гического развития ОАО «Газпром» В.В. Русаковой
31 марта 2009 года
c 01 февраля 2010 г. сроком на 3 года
III
Р Газпром 2�3.2�337�2009
Содержание
1 Область применения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .1
2 Нормативные ссылки . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .1
3 Термины и определения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .2
4 Обозначения и сокращения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3
5 Общие положения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3
5.1 Основные различия газовых скважин от скважин для добычи метана
из угольных пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3
5.2 Краткая геологическая характеристика Талдинской и Нарыкско6Осташкинской
площадей . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3
6 Способы бурения скважин для добычи метана из угольных пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . .4
7 Рекомендации по бурению скважин для добычи метана из угольных пластов
роторным способом . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5
7.1 Технические средства . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5
7.2 Рекомендованная конструкция скважины для добычи метана из угольных пластов . . . . . .5
7.3 Рекомендуемые типоразмеры долот . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .6
7.4 Параметры режимов бурения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .6
7.5 Рекомендуемые компоновки низа бурильной колонны . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .6
7.6 Тампонажные материалы, буферные и продавочные жидкости . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .7
7.7 Подготовка ствола скважины к спуску обсадных колонн . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .7
7.8 Спуск обсадных колонн . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .8
7.9 Рекомендации по цементированию обсадных колонн . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .8
7.10 Обвязка устья скважины . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .8
7.11 Испытание обсадных колонн на герметичность . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .8
7.12 Контроль качества крепления скважины . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .9
8Рекомендации по бурению скважин для добычи метана из угольных пластов
пневмоударным способом . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .9
8.1 Технические средства . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .9
8.2 Рекомендованная конструкция скважины для добычи метана из угольных пластов . .10
8.3 Рекомендуемые типоразмеры долот . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .10
8.4 Параметры режимов бурения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .10
8.5 Рекомендуемая компоновка низа бурильной колонны . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .11
8.6 Тампонажные материалы, буферные и продавочные жидкости . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .11
8.7 Подготовка ствола скважины к спуску обсадных колонн . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .12
8.8 Спуск обсадных колонн . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .12
8.9 Рекомендации по цементированию обсадных колонн . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .12
8.10 Обвязка устья скважины . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .12
8.11 Испытание обсадных колонн на герметичность . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .12
8.12 Контроль качества крепления скважины . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .13
Библиография . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .14
IV
Р Газпром 2�3.2�337�2009
1
Р Газпром 2�3.2�337�2009
Издание официальное
РЕКОМЕНДАЦИИ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»
РЕКОМЕНДАЦИИ ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ, ЗАКАНЧИВАНИЮ И ОСВОЕНИЮ
СКВАЖИН ДЛЯ ДОБЫЧИ МЕТАНА ИЗ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ ТАЛДИНСКОЙ
И НАРЫКСКО�ОСТАШКИНСКОЙ ПЛОЩАДЕЙ КУЗБАССА
Дата введения – 2010602601
Срок действия – три года
1 Область применения
Настоящие рекомендации распространяются на технологию строительства, заканчи6
вания и освоения скважин для добычи метана из угольных пластов Талдинской и Нарыкско6
Осташкинской площадей Кузбасса.
Настоящие рекомендации предназначены для руководства при проектировании сква6
жин для добычи метана из угольных пластов и при производстве работ на Талдинской и
Нарыкско6Осташкинской площадях Кузбасса.
2 Нормативные ссылки
В настоящем документе использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
6 ГОСТ 13862690 Оборудование противовыбросовое. Типовые схемы, основные пара6
метры и технические требования к конструкции.
6 ГОСТ Р 50278692 Трубы бурильные с приварными замками. Технические условия.
6 ГОСТ 631675 Трубы бурильные с высаженными концами и муфты к ним. Технические
условия.
6 ГОСТ 632680 Трубы обсадные и муфты к ним. Технические условия.
6 ГОСТ 633680, ГОСТ Р 52203 Трубы насосно6компрессорные и муфты к ним. Техниче6
ские условия.
6 ГОСТ 1581696 Портландцементы тампонажные. Технические условия.
6 ТУ 266166152683 Оборудование устьевое нефтяных насосных скважин типа ОУ и ОУЭН.
6 РД 39600147001676762000 Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин. –
М., ОАО «Газпром», 2000.
6 РД 39601480526514686 Инструкция по предупреждению искривления вертикальных
скважин. – М., ВНИИБТ, 1986.
6 Инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичность – согласована с Гос6
гортехнадзором России, письмо от 11.03.98 № 10613/137. – М., 1999 г.
6 Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин –
согласована Федеральным горным и промышленным надзором России, письмо от 12.03.97
№ 10613/127. – М., 1998 г.
6 Инструкция по расчету бурильных колонн – согласована Федеральным горным и
промышленным надзором России, письмо от 11.06.97 № 10613/298, М., 1998 г.
6 Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев
и стволов. Федеральный горный и промышленный надзор России. Постановление от 22 мая
2002 г. № 22.
6 Правила геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах,
утверждены совместным приказом Министерства топлива и энергетики России и Министер6
ства природных ресурсов России от 28 декабря 1999 г. №445/323. – М., 1999 г.
6 СТО Газпром 263.2614462007 Эксплуатационная газовая скважина. Технические тре6
бования и решения.
П р и м е ч а н и е – При пользовании настоящими рекомендациями целесообразно проверить
действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, опубликованным в текущем году.
Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящими рекомендациями сле6
дует руководствоваться 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 настоящих рекомендациях применены следующие термины с определениями по
СТО Газпром 263.2614462007, а также следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 скважина: Сооружение в виде ориентированной в пространстве горной выработ6
ки, имеющее собственную архитектуру и назначение и оснащенное технологическим обо6
рудованием.
[СТО Газпром 263.2614462007, статья 3.1]
3.2 скважина для добычи десорбированного метана из угольных пластов: скважина,
построенная с целью извлечения метана из угольных пластов.
3.3 конструкция скважины: совокупность интервалов ствола скважины, концентричных
им обсадных колонн и цементных колец за обсадными трубами, их геометрические характе6
2
Р Газпром 2�3.2�337�2009
ристики, включая профиль, диаметры, глубины, физико6механические характеристики и
конструктивные особенности основных элементов.
4 Обозначения и сокращения
В настоящих рекомендациях применяются следующие обозначения и сокращения:
АРБ – агрегат ремонтно6буровой
ГРП – гидравлический разрыв пород
ГТН – геолого6технический наряд
КНБК – компоновка низа бурильной колонны
МБУ – мобильная буровая установка
ОЗЦ – ожидание затвердевания цемента
ЦА –цементировочный агрегат
5 Общие положения
5.1 Основные различия газовых скважин от скважин для добычи метана из угольных пластов
При сопоставлении традиционных газовых скважин и скважин для добычи метана из
угольных пластов выделяются следующие основные различия:
6 дебит традиционной газовой скважины может достигать до 1 млн м3/сут, дебит сква6
жины для добычи метана в среднем варьируется в пределах 5–15 тыс. м3/сут (в редких случаях
кратковременный дебит газа может достигать до 80 тыс. м3/сут);
6 давление газа на устье в традиционных газовых скважинах может достигать до 35 МПа
и выше, в скважинах для добычи метана устьевое давление составляет 0,2–0,5 МПа;
6 глубина традиционных газовых скважин может достигать 5000 м и глубже, глубина
скважин по добыче метана из угольных пластов обычно не превышает 1000–1300 м;
6 в традиционных газовых скважинах работы по интенсификации, как правило, не про6
водятся, в скважинах для добычи метана интенсификация притока обязательна;
6в классической газовой скважине применяется фонтанный способ эксплуатации, в
скважине для добычи метана из угольных пластов способ эксплуатации принудительный, с
использованием погружного насоса для постоянной откачки пластовой воды.
5.2 Краткая геологическая характеристика Талдинской и Нарыкско�Осташкинской площадей
Геологический разрез Талдинской и Нарыкско6Осташкинской площадей представлен
преимущественно чередованием аргиллитов, алевролитов, песчаников и угольных пластов.
3
Р Газпром 2�3.2�337�2009
На Нарыкско6Осташкинской площади газоносные угольные пласты также залегают
с глубины 300 м. Продуктивный интервал включает угольные пласты со 103 по 40.
6 Способы бурения скважин для добычи метана из угольных пластов
При бурении скважин для добычи метана из угольных пластов Кузбасса рекомендует6
ся применять роторный или пневмоударный способ бурения скважин.
6.1 Роторный способ бурения рекомендуется по следующим причинам:
6 наиболее распространен при бурении газовых скважин глубиной до 1000 м;
6 позволяет использовать практически любые типы промывочной жидкости, что осо6
бенно важно при изменении режимов бурения и типов применяемых долот;
6 технико6технологические решения роторного способа бурения глубоко изучены и
повсеместно применяются.
6.2 Пневмоударный способ бурения рекомендуется по следующим причинам:
6 широко распространен за рубежом при бурении скважин для добычи метана из уголь6
ных пластов;
На Талдинской площади газоносные угольные пласты, являющиеся объектами разра6
ботки, залегают на глубине 300–900 м. Исходя из условий разработки метаноугольных место6
рождений, продуктивные угольные пласты объединяются в две группы. Мощность интервала
группы угольных пластов не должна превышать 250–300 м.
16я группа 6 пласты 51, 52, 52а, 53а, 54, 56, 57, 58, 60–59.
26я группа – пласты 39, 40, 43, 44, 48–45, 50.
Та б л и ц а 1 – Газоносные угольные пласты Талдинской площади
4
Р Газпром 2�3.2�337�2009
Индекс угольного
пласта
Интервал залегания объекта испытания, м
подошва кровля мощность
16я
гр
уп
па
60–59 300,0 293,2 6,8
58 320,0 318,0 2
57 336,0 334,8 1,2
56 358,0 356,4 1,6
54 421,0 419,4 1,6
53а 436,0 435,1 0,9
52а 484,0 481,4 2,6
52 506,0 504,9 1,1
51 540,0 537,2 2,8
26я
гр
уп
па
50 589,0 586,7 2,3
48–45 729,0 723,8 5,2
44 770,0 768,0 2
43 785,0 783,7 1,3
40 824,0 822,3 1,7
39 869,0 867,25 1,75
6 механическая скорость бурения составляет 25–90 м/ч, в зависимости от горно6геоло6
гических условий;
6 по совокупности своих технических и технологических возможностей наиболее
полно отвечает условиям качественного вскрытия угольных пластов;
6 не требует обвязки циркуляционной системы и применения буровых растворов;
6 выгоден по эргономичности применяемого оборудования;
6 экономически более выгодный по сравнению с роторным способом бурения.
7 Рекомендации по бурению скважин для добычи метана из угольных пластов
роторным способом
7.1 Технические средства
При бурении и заканчивании скважин для добычи метана из угольных пластов
роторным способом применяются следующие технические средства и материалы:
6 мобильные буровые установки типа АРБ6100, МБУ6125 либо аналоги отечественного
или импортного производства;
6 насосные установки типа НБТ6235, НБТ6600 либо аналоги отечественного или
импортного производства;
6 противовыбросовое оборудование типа ОП4 по ГОСТ 13862690;
6 бурильные трубы по ГОСТ Р 50278692;
6 утяжеленные бурильные трубы по ГОСТ 631675;
6 обсадные трубы по ГОСТ 632680.
При освоении скважин для добычи метана из угольных пластов применяются следую6
щие технические средства и материалы:
6 насосно6компрессорные трубы по ГОСТ 633680, ГОСТ Р 52203;
6 фонтанная арматура по ТУ 266166152683.
7.2 Рекомендованная конструкция скважины для добычи метана из угольных пластов
7.2.1 Для горно6геологических условий Талдинской и Нарыкско6Осташкинской пло6
щадей в качестве типовой может быть рекомендована следующая конструкция скважины
(глубиной до 1000 м):
6 направление диаметром 324 мм – 50 м;
6 кондуктор диаметром 245 мм – 150 м;
6 эксплуатационная колонна диаметром 168 мм – до проектной глубины (550–1000 м).
5
Р Газпром 2�3.2�337�2009
7.5 Рекомендуемые компоновки низа бурильной колонны
Для бурения скважин по добыче метана рекомендуется использование жесткой КНБК
с целью предотвращения искривления.
Расчет КНБК производится в соответствии с Инструкцией по расчету бурильных
колонн [3].
7.2.2 Для скважин по добыче метана из угольных пластов рекомендуется применять под
направление обсадные трубы с резьбой ОТТМ, под кондуктор и эксплуатационную колонну –
обсадные трубы с герметичной резьбой ОТТГ. Толщина стенок и марка стали применяемых
обсадных труб должны быть рассчитаны в соответствии с Инструкцией по расчету обсадных
колонн для нефтяных и газовых скважин [7].
7.3 Рекомендуемые типоразмеры долот
При бурении скважин для добычи метана на Талдинской и Нарыкско6Осташкинской
площадях в интервале 0–50 м необходимо применять шарошечные долота типа М или МС.
При бурении под кондуктор и эксплуатационную колонну – применять шарошечные
долота с фрезерованным вооружением типа МС и С, а также с вооружением для абразивных
пород типа МСЗ и СЗ, имеющим более крупные зубцы.
Рекомендованные типоразмеры долот в интервале:
6 0–50 м – 393,7 М6ЦГВУ6R167 или 393,7 МС6ЦГВУ6R174;
6 50–150 м – 295,3 МСЗ6ГАУ6R35 или 295,3 С6ГН6R103;
6 150 м – и до проектной глубины – 215,9 СЗ6ГАУ6R92 или 215,9 С6ГНУ6 R55.
Срок работы долот с герметизированными опорами 215,9 МС6ГАУ6R92 и 215,9
С6ГНУ6 R55 рекомендуется в пределах 150–200 ч.
7.4 Параметры режимов бурения
Та б л и ц а 2 – Рекомендуемые режимы бурения
6
Р Газпром 2�3.2�337�2009
Наименование
обсадной колонны
Диаметр долота,
мм
Параметры режима бурения
нагрузка
на долото, т
частота вращения
ротора, об/мин
расход
промывочной
жидкости,
л/с
Направление диамером 324 мм 393,72–6
(с навеса)60–100 35–45
Кондуктор диамером 245 мм 295,3 12–14 60–100 30–40
Эксплуатационная колонна
диамером 168 мм215,9 11–16 60–100 16–27
7.6 Тампонажные материалы, буферные и продавочные жидкости
7.6.1 Тампонажные материалы
Для обеспечения необходимого качества крепления скважин для добычи метана
цементирование всех обсадных колонн должно быть проведено сульфатостойким цементом
класса G (ПЦТ I6G6СС62).
Допускается применение других бездобавочных цементов по ГОСТ 1581696, помимо
цемента класса G.
Цементный камень в интервале межколонного пространства должен быть расширяю6
щимся (0,2–0,5 %), допускается применение безусадочного.
Для предупреждения разрушения цементного камня за обсадной колонной при буре6
нии под следующую колонну и уменьшения вероятности возникновения межколонных
давлений в последние 3–5 м3 тампонажного раствора необходимо добавлять 1–3 % фиброво6
локна.
В случае возникновения опасности поглощения допускается применение облегченно6
го цемента. Плотность применяемого цемента должна быть не менее 1500 кг/м3 и соответ6
ствовать требованиям ГОСТ 1581696.
7.6.2 Буферные жидкости
Основной функцией буферной жидкости является разделение бурового и цементного
растворов, объем буферной жидкости выбирается из условия обеспечения ее столба в затруб6
ном пространстве не менее 200 м.
При цементировании кондуктора и эксплуатационной колонны рекомендуется исполь6
зование в качестве буферной жидкости цементо6водной суспензии плотностью 1300 кг/м3.
7.6.3 Продавочные жидкости
Для продавки цементного раствора рекомендуется применение технической воды.
Использование технической воды упростит процесс опрессовки обсадных колонн.
7.7 Подготовка ствола скважины к спуску обсадных колонн
Необходимо применение специальных компоновок, включающих УБТ, калибраторы и
центрирующие элементы, для подготовки ствола скважины к цементированию.
Необходимо обеспечить:
6 шаблонировку ствола скважины,
6 устранение уступов и резких перегибов ствола,
6 проходимость обсадной колонны.
Расход жидкости рекомендуется до 25 л/с – из условия недопущения размыва стенок
скважины.
7
Р Газпром 2�3.2�337�2009
7.8 Спуск обсадных колонн
7.8.1 При спуске обсадных колонн необходимо осуществлять контроль момента свин6
чивания труб.
7.8.2 Скорость спуска обсадной колонны не должна превышать допустимой величины,
при которой гидродинамические нагрузки на пласты в открытом стволе скважины могут при6
вести к возникновению поглощений и изменению их коллекторских свойств.
7.8.3 При достижении проектного забоя рекомендуется промыть скважину в течение
двух циклов до стабилизации параметров раствора, требуемых ГТН, с работой всех ступеней
очистки раствора и с производительностью согласно плану работ.
7.9 Рекомендации по цементированию обсадных колонн
7.9.1 Направление, кондуктор и эксплуатационная колонна скважины для добычи
метана из угольных пластов цементируются до устья.
7.9.2 Перед спуском обсадной колонны ствол скважины должен быть тщательно про6
работан, промыт и прошаблонирован.
7.9.3 Рекомендуется применение нижней цементировочной пробки для наиболее
надежного разделения потоков бурового и тампонажного растворов при их движении внутри
обсадной колонны.
7.10 Обвязка устья скважины
Скважина должна быть оборудована колонной головкой типа ОКК616216168х245 или
другой, рассчитанной на давление не ниже 14,0 МПа и диаметры колонн 168,3 и 244,5 мм.
Противовыбросовое оборудование устанавливается на кондукторе и используется при буре6
нии интервала 150–1000 м.
При освоении и исследовании скважины по добыче метана из угольных пластов на
верхнем фланце колонной головки рекомендуется предусмотреть установку устьевого обору6
дования типа АФК36 65х21 (ОУЭМС665х216Ш ХЛ) либо аналог отечественного или импорт6
ного производства.
7.11 Испытание обсадных колонн на герметичность
Процесс опрессовки обсадных колонн регламентируется Инструкцией по испытанию
обсадных колонн на герметичность [4], согласно которой колонны после ОЗЦ испытывают6
ся жидкостью давлением, на 10 % превышающем устьевое давление при заполнении скважи6
ны пластовым флюидом (водой, газом), или максимальным устьевым давлением при водога6
зопроявлениях.
8
Р Газпром 2�3.2�337�2009
При отсутствии на устье скважины избыточного давления колонны испытываются на
герметичность снижением уровня.
Направление диаметром 324 мм, спускаемое на глубину 50 м, испытанию на герметич6
ность не подлежит.
Спускаемый на глубину 150 м кондуктор диаметром 245 мм должен испытываться на
герметичность путем создания внутреннего избыточного давления величиной 9,0 МПа. Про6
ведение опрессовки цементного кольца за кондуктором диаметром 245 мм не предусматрива6
ется из6за отсутствия избыточного давления на устье.
Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм должна испытываться на герметичность
двумя способами:
6 путем создания внутреннего избыточного давления величиной не менее 11,5 МПа;
6 путем снижения уровня жидкости в обсадной колонне до нижней отметки интервала,
намеченного к перфорации.
Испытание обсадной колонны путем снижения в ней уровня жидкости в полной мере
соответствует требованиям п. 2.7.5.2 ПБ 086624603 [1].
7.12 Контроль качества крепления скважины
Контроль качества цементирования обсадных колонн следует производить с использо6
ванием стандартного комплекса промыслово6геологических исследований: через 36 ч ОЗЦ –
для кондуктора (направления) и через 48 ч – для эксплуатационной колонны.
Перечень обязательных показателей, определяемых при проведении промыслово6гео6
физических исследований и характеризующих качество выполнения работ по цементирова6
нию обсадных колонн, должен соответствовать требованиям РД 153639.06069601 [5].
Показатель заполнения затрубного и межтрубного пространств тампонажными
растворами в интервале перекрытия эксплуатационной колонной продуктивных пластов дол6
жен быть не менее 90% [6].
8 Рекомендации по бурению скважин для добычи метана из угольных пластов
пневмоударным способом
8.1 Технические средства
При бурении и заканчивании скважин для добычи метана из угольных пластов приме6
няются следующие технические средства и материалы:
6 мобильные буровые установки, оснащенные верхним силовым приводом, типа
RD 20/III, T130XD либо аналоги отечественного или импортного производства;
9
Р Газпром 2�3.2�337�2009
6 компрессорные установки типа XRVS, Ingersoll Rand либо аналоги отечественного
или импортного производства;
6 противовыбросовое оборудование типа ОП4 по ГОСТ 13862690;
6 обсадные трубы по ГОСТ 632680.
При освоении скважин по добыче метана из угольных пластов применяются следую6
щие технические средства и материалы:
6 насосно6компрессорные трубы по ГОСТ 633680, ГОСТ Р 52203;
6 фонтанная арматура по ТУ 266166152683.
8.2 Рекомендованная конструкция скважины для добычи метана из угольных пластов
7.2.1 Для горно6геологических условий Талдинской и Нарыкско6Осташкинской пло6
щадей в качестве типовой может быть рекомендована следующая конструкция скважины
(глубиной до 1000 м):
6 кондуктор диаметром 245 мм – 150 м;
6 эксплуатационная колонна диаметром 168 мм – до проектной глубины (550–1000 м).
7.2.2 Для скважин по добыче метана из угольных пластов рекомендуется применять под
кондуктор и эксплуатационную колонну обсадные трубы с герметичной резьбой ОТТГ. Тол6
щина стенок и марка стали применяемых обсадных труб должны быть рассчитаны в соответ6
ствии с Инструкцией по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин [7].
8.3 Рекомендуемые типоразмеры долот
Для бурения скважин по добыче метана на Талдинской и Нарыкско6Осташкинской
площадях в интервале 0–1000 м рекомендуется применять пневмоударные долота с вогнутым
основанием, армированные сферическими резцами:
6 в интервале 0–150 м – Drill Bit Concave – 311,2 мм;
6 в интервале 150 – проектная глубина – Drill Bit Concave – 222,3 мм.
8.4 Параметры режимов бурения
Та б л и ц а 3 – Рекомендуемые режимы бурения
10
Р Газпром 2�3.2�337�2009
Наименование
обсадной колонны
Диаметр
долота, мм
Параметры режима бурения
нагрузка
на долото, т
частота вращения
верхнего привода,
об/мин
расход
продувочного
агента, м3/мин
Кондуктор диаметром 245 мм 311,2 2–4 30–60 70–100
Эксплуатационная колонна
диаметром 168 мм222,3 1–3 35–55 30–45
8.5 Рекомендуемая компоновка низа бурильной колонны
Для бурения скважин рекомендуется использование специальной компоновки буриль6
ной колонны, позволяющей поддерживать вертикальность ствола скважины. За счет ударно6
вращательного разрушения горных пород (ударные нагрузки – пневмоударник, вращение –
верхний силовой привод) ствол скважины не склонен к искривлению, однако, учитывая гео6
логические особенности Талдинской площади, в компоновку рекомендуется включение от
1 до 4 стабилизаторов, непосредственно над пневмоударником и далее каждые 10–15 м.
В колонну бурильных труб каждые 1306150 м должны быть включены обратные клапаны.
Компоновка является аналогом жесткой КНБК и состоит из следующих основных
элементов (снизу вверх): пневмоударное долото, пневмоударник, стабилизаторы.
8.6 Тампонажные материалы, буферные и продавочные жидкости
8.6.1 Тампонажные материалы
Для обеспечения необходимого качества крепления проектируемых скважин цемен6
тирование всех обсадных колонн должно быть проведено сульфатостойким цементом
класса G (ПЦТ I6G6СС62).
Допускается применение других бездобавочных цементов по ГОСТ 1581696, помимо
цемента класса G.
Цементный камень в интервале межколонного пространства должен быть расширяю6
щимся (0,2–0,5 %), допускается применение безусадочного.
Для предупреждения разрушения цементного камня за обсадной колонной при буре6
нии под следующую колонну и уменьшения вероятности возникновения межколонных
давлений в последние 3–5 м3 тампонажного раствора нужно добавлять 1–3 % фиброволокна.
В случае возникновения опасности поглощения допускается применение облегченно6
го цемента. Плотность применяемого цемента должна быть не менее 1500 кг/м3 и соответ6
ствовать требованиям ГОСТ 1581696.
8.6.2 Буферные жидкости
Буферная жидкость при пневмоударном способе выполняет функцию разделения тех6
нической воды (скважина заполняется технической водой после окончания процесса буре6
ния) от цементного раствора, объем буферной жидкости выбирается из условия обеспечения
ее столба в затрубном пространстве не менее 200 м.
Буферная жидкость необходима для подготовки ствола скважины к цементированию.
При цементировании кондуктора и эксплуатационной колонны рекомендуется
использование в качестве буферной жидкости цементо6водной суспензии плотностью
1300 кг/м3.
11
Р Газпром 2�3.2�337�2009
8.6.3 Продавочные жидкости
Для продавки цементного раствора рекомендуется применение технической воды.
Использование технической воды упростит процесс опрессовки обсадных колонн.
8.7 Подготовка ствола скважины к спуску обсадных колонн
8.7.1 После окончания процесса бурения скважина заполняется водой.
8.7.2 Шаблонирование ствола скважины не проводится.
8.8 Спуск обсадных колонн
8.8.1 При спуске обсадных колонн необходимо осуществлять контроль момента свин6
чивания труб.
8.8.2 Скорость спуска обсадной колонны не должна превышать допустимой величины,
при которой гидродинамические нагрузки на пласты в открытом стволе скважины могут при6
вести к возникновению поглощений и изменению их коллекторских свойств.
8.8.3 При появлении посадок спуск колонны осуществлять с проворотом колонны,
используя верхний привод.
8.9 Рекомендации по цементированию обсадных колонн
8.9.1 Кондуктор и эксплуатационная колонна скважины для добычи метана из уголь6
ных пластов цементируются до устья.
8.9.2 Рекомендуется применение нижней цементировочной пробки для наиболее
надежного разделения потоков воды и тампонажного раствора при их движении внутри
обсадной колонны.
8.10 Обвязка устья скважины
Скважина должна быть оборудована колонной головкой типа ОКК616216168х245 или ана6
логичной, рассчитанной на давление не ниже 14,0 МПа и диаметры колонн 168,3 и 244,5 мм.
Противовыбросовое оборудование устанавливается на кондукторе и используется при буре6
нии интервала 150–1000 м.
При освоении и исследовании скважины для добычи метана из угольных пластов на
верхнем фланце колонной головки рекомендуется предусмотреть установку устьевого обору6
дования типа АФК36 65х21 (ОУЭМС665х216Ш ХЛ) либо аналог отечественного или импорт6
ного производства.
8.11 Испытание обсадных колонн на герметичность
Процесс опрессовки обсадных колонн регламентируется Инструкцией по испытанию
обсадных колонн на герметичность [4], согласно которой колонны после ОЗЦ испытывают6
ся жидкостью давлением, на 10 % превышающем устьевое давление при заполнении скважины
12
Р Газпром 2�3.2�337�2009
пластовым флюидом (водой, газом), или максимальным устьевым давлением при водогазо6
проявлениях.
При отсутствии на устье скважины избыточного давления колонны испытываются на
герметичность снижением уровня.
Спускаемый на глубину 150 м кондуктор диаметром 245 мм должен испытываться на
герметичность путем создания внутреннего избыточного давления величиной 9,0 МПа.
Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм должна испытываться на герметичность
двумя способами:
6 путем создания внутреннего избыточного давления величиной не менее 11,5 МПа;
6 путем снижения уровня жидкости в обсадной колонне до нижней отметки интервала,
намеченного к перфорации.
8.12 Контроль качества крепления скважины
Контроль качества цементирования обсадных колонн следует производить с использо6
ванием стандартного комплекса промыслово6геологических исследований: через 36 ч ОЗЦ –
для кондуктора и через 48 ч – для эксплуатационной колонны.
Перечень обязательных показателей, определяемых при проведении промыслово6гео6
физических исследований и характеризующих качество выполнения работ по цементирова6
нию обсадных колонн, должен соответствовать требованиям РД 153639.06069601 [5].
Показатель заполнения затрубного и межтрубного пространств тампонажными
растворами в интервале перекрытия эксплуатационной колонной продуктивных пластов дол6
жен быть не менее 90 % [6].
13
Р Газпром 2�3.2�337�2009
14
Р Газпром 2�3.2�337�2009
Библиография
1 Правила безопасности
Госгортехнадзора России
ПБ 086624603
Правила безопасности в нефтяной и газовой
промышленности
2 Руководящий документ
Госгортехнадзора России
РД 08662560
Инструкция по безопасности производства
работ при восстановлении бездействующих
нефтегазовых скважин методом строительства
дополнительного наклонно направленного или
горизонтального ствола скважины
3 Инструкция по расчету бурильных колонн согласована Федеральным горным и про6
мышленным надзором России письмом от 11.06.97 № 1013/298. – М., 1998. – Взамен
РД 39601470146502685
4 Инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичность (утверждена ВНИИ6
Крнефть, 1999 г.)
5 Руководящий документ.
Управление
геолого6разведочных
и геофизических работ Минэнерго
России
РД 153639.06069601
Техническая инструкция по проведению
геолого6технологических исследований нефтя6
ных и газовых скважин
6 Стандарт отрасли
ОАО «Газпром»
СТО Газпром 263,2614462007
Эксплуатационная газовая скважина. Техниче6
ские требования и решения
7 Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин утверждена
Федеральным горным и промышленным надзором России письмом от 12.03.97
№ 10613/127. – М., 1998 г.
15
Р Газпром 2�3.2�337�2009
ОКС 75.020
Ключевые слова: рекомендации, скважина, строительство, угольные пласты
Корректура А.В. Казаковой
Компьютерная верстка А.И. Шалобановой
Подписано в печать 11.11.2009 г.
Формат 60х84/8. Гарнитура «Ньютон». Тираж 63 экз.
Уч.6изд. л. 2,0. Заказ 984.
ООО «Газпром экспо» 117630, Москва, ул. Обручева, д. 27, корп. 2.
Тел.: (495) 719664675, (499) 580647642.
Отпечатано в ООО «Полиграфия Дизайн»