Строительство эксплуатационных горизонтальных скважин

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
doc.07-IOS-00-00.609B	СамараНИПИнефть		30
			29
			28
			27
			26
			25
			24
			23
			22
			21
			20
			19
		, МПа	18
			17
			16
		Давление	15
	.Б609		14
			13
			12
	07-ИОС-00-00
			11
			10
			9
			8
			7
			6
			5
			4
			3
			2
			1
			0
			0	300	600	900	1200	1500	1800	2100	2400	2700	3000
								Глубина, м
		а – Наружные избыточные давления

б – Внутренние избыточные давления

Рисунок 9.3 – Эпюры избыточных давлений для колонны 178 мм

7.5 Том

б

в

скважины Крепление

109

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B		7.5 Том

07-ИОС-00-00.Б609

скважины Крепление

а – Наружные избыточные давления

Рисунок 9.4 - Эпюры избыточных давлений для колонны 114 мм

110

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

	9.1.3 Рекомендуемые типоразмеры обсадных труб						7.5 Том
	Таблица 9.3 – Рекомендуемые типоразмеры обсадных труб
		Характеристика обсадных труб				Рекомендуется к
						использованию
	наружный диаметр, мм	производство: отече-	условный код типа со-	марка (группа прочно-	толщина стенки,
						(ДА, НЕТ)
		ственное, импортное	единения	сти труб)	мм
	324	отечественное	ОТТМА	Д	8,5	да
	245	отечественное	ОТТМА	Дс	7,0	да
		отечественное	ОТТМА	Д	7,9	да
	178	отечественное	БТС	Е	9,2	да
	114	отечественное	ОТТМА	М	8,6	да	скважины Крепление

111

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

9.1.4 Параметры обсадных труб

Таблица 9.4 – Параметры обсадных труб

№ в

Название колон-

Интервал

Длина

Масса

Нарас-

Характеристика труб

Коэффициенты запаса

пор.

ны

установки, м

сек-

сек-

тающая

наруж-

тип со-

марка

толщ.

масса 1 м

избыт. давл.

Раст.

по телу

спуска

ции, м

ции, т

масса,

от

до

ный

едине-

стали

стен-

трубы, т

наружное

внутрен.

(страги-

трубы за-

т

(низ)

(верх)

диа-

ния

ки, мм

ван.)

крепленной

метр,

в клиновом

мм

захвате

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

1

Направление

30

0

30

2,06

2,06

324

ОТТМА

"Д"

8,5

68,54

1,0/26,50

2,32

1,25/158,25

-

Основной вариант

2

Кондуктор

710

0

710

32,64

32,64

245

ОТТМА

"Дс"

7,0

45,97

1,0/2,16

1,15/1,25

1,35/6,19

1,3/2,97

Вариант 2

2

Кондуктор

710

0

710

34,15

34,15

245

ОТТМА

"Д"

7,9

48,10

1,0/2,94

1,15/1,54

1,35/6,62

1,3/3,11

3

Эксплуатационная

3135/

0

3135

122,58

122,58

178

батресс

"Е"

9,2

39,10

1,15/1,18

1,15/3,82

1,31/2,24

1,3/1,0*

2660**

4

Хвостовик

4332/

2985/

1347

29,90

29,90

114

ОТТМА

М

8,6

22,20

1,3/2,96

1,15/

1,28/7,35

1,3/4,70

2690**

2630**

1,37***

Примечание:

1.В соответствие с требованием п. 3.26 "Инструкции по расчёту обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин" рекомендуется, в целях предупреждения протирания колонн у устья, устанавливать 20 м труб с максимальной толщиной стенки. По решению Заказчика возможна комплектация обсадных колонн без увеличения толщины стенки у устья.

2.Выбор резьбовых соединений для обсадных труб произведен на основании рекомендаций инструкции по расчету обсадных колонн для горизонтальных скважин 1999 г таблица 6.1. Для участков с интенсивностью искривления до 5 градусов рекомендуются резьбовые соединения ОТТМ

3.* - в целях предупреждения смятия 178х9,2 Е обсадной колонны в клиновом захвате ПКР, спуск последних 228 м обсадных труб производить на элеваторах.

4.В столбцах 13,14,15,16 в числителе указаны нормативные коэффициенты запаса прочности, в знаменателе расчетные;

5.** - глубина по вертикали.

6.*** - Хвостовик расчитывается на максимальное внутренне давление, создаваемое при проведении многостадийного ГРП

7.В случае использовании обсадных труб изготовленных по стандарту API Spec 5CT либо иного типоразмера (группы прочности, толщины стенки, типа резьбового соединения) отличного от проектного, необходимо произвести корректировку данного расчета в соответствии с требованиями "Инструкции по расчету обсадных труб". В любом случае замена параметров обсадных колонн не должна привести к снижению нормативных прочностных характеристик обсадных колонн предусмотренных в данном групповом рабочем проекте.

7.5 Том

скважины Крепление

112

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

Таблица 9.5 - Суммарная масса обсадных труб для транспортировки

		Характеристика трубы		Масса труб с заданной характеристикой, т
	код типа соеди-	условное обозначение трубы по ГОСТ 632-80;		Теоретическая	с плюсовым допус-	с нормативным
	нения		муфты по ГОСТ 632-80		ком -1,05 (1,04)	запасом - 1,05
	ОТТМА	ОТТМ 324×8,5	ГОСТ 632-80/ОТТМ 324-Д ГОСТ 632-80	2,06	2,16	2,27
			Основной вариант
	ОТТМА	ОТТМ 245×7,0	ТУ 1321-032-05757848-2007/ ОТТМ 245-Дс	32,64	34,27	35,98
		ТУ 1321-032-05757848-2007
			Вариант 2
	ОТТМА	ОТТМ 245×7,9	ГОСТ 632-80/ ОТТМ 245-Д ГОСТ 632-80	34,15	35,86	37,65
	БТС	ОТТМ 178×9,2	ГОСТ 632-80/ ОТТМ 178-Е ГОСТ 632-80	122,58	128,71	135,15
		(ТУ 39.0147016-63-96)
	ОТТМА	ОТТМ 114×8,6	ГОСТ 632-80/ ОТТМ 114-М ГОСТ 632-80	30,31	31,83	33,42

7.5 Том

скважины Крепление

113

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

9.1.5 Оснастка обсадных колонн

Таблица 9.6 –		Оснастка обсадных колонн
,				Элементы технологической оснастки колонны
колонныДиаметр мм	кочастиНомерпорядкевлонны спуска
		порядкевномер спуска				Элементы технологической				Суммарное на ко-
						оснастки колонны				лонну
			наименование, шифр, типо-	Масса эле-	ГОСТ, ОСТ, МРТУ, ТУ,	интервал установ-			количество
					МУ И ТП на изготов-	ки,		м
			размер	мента, т					элементов	масса, т
					ление						кол., шт.
						от		до	на интерва-
						(верх)		(низ)	ле, шт
324		1	Башмак колонный БК-324	0,083	ОСТ 39.011-74	29		30	1	0,083	1
		3	Обратный клапан ЦКОД 324-2	0,077	ТУ 39-01-08-283-77	24,6		25	1	0,077	1
		4	ПП-324х351	0,0245	ТУ 39-1086-85	-		-	1	0,0245	1
245	1	1	Башмак колонный БК 245	0,06	ОСТ 39.011-74	709		710	1	0,06	1
		2	Обратный клапан ЦКОД 245-2	0,057	ТУ 39-01-08-281-77	699,2		700	1	0,057	1
		3	Продавочная пробка ПП-219х245	0,013	ТУ 39-1086-85	-		-	1	0,013	1
		4	Центратор пружинный	0,017	ТУ 39-01-08-283-77	0		710	7	0,119	7
			ЦЦ-245/295-320-1
178	1	1	Башмак колонный БК 178	0,028	ОСТ 39.011-74	3134,4		3135	1	0,028	1
		3	Обратный клапан ЦКОД 178-1	0,025	ТУ 39-01-08-281-77	3124,6		3125	1	0,025	1
		4	Продавочная пробка ПП-178	0,004	ТУ 39-1086-85	-		-	1	0,004	1
		5	Турбулизатор ЦТ-178/212-216	0,005	ТУ 39-01-08-284-77					0,025	-
		6	Центратор пружинный	0,011	ТУ 39-01-08-283-77	2		1400	14	0,154
			ЦЦ-178/216-245-1			1405		1661	11	0,121
											62
						1665		2808	23	0,253
						2813		3035	10	0,11
						3040		3135	4	0,044

7.5 Том

скважины Крепление

114

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

,				Элементы технологической оснастки колонны
колонныДиаметр мм	кочастиНомерпорядкевлонны спуска
		порядкевномер спуска				Элементы технологической				Суммарное на ко-
						оснастки колонны				лонну
			наименование, шифр, типо-	Масса эле-	ГОСТ, ОСТ, МРТУ, ТУ,	интервал установ-			количество
					МУ И ТП на изготов-	ки, м
			размер	мента, т					элементов	масса, т	кол., шт.
					ление
						от		до	на интерва-
						(верх)		(низ)	ле, шт
			6-10-ти стадийная компоновка		«PackerPlus energy
114	1	1	StageFRAC*			2985		4332	1		1
					Servise Inc» (Канада)
			в том числе:
			- PermaPlus Hanger Packer						1		1
			-Пакер Rock Seal II						8		8
			- Центратор						18		18
			- Frac PORT						8		8
			- Пакер якорного типа Rock Seal						1		1
			IIS
			- Циркуляционный порт						1		1
			- Обратный клапан Single Valve						2		2
			Float Collar
			Направляющая компановка
			Packers Plus Guide Shoe With Full						1		1
			Open Circulation port
		2	Центратор ПЦ 2А 114/144		ТУ 3665-037-				2		2
					44888724-2003

Примечание –

1.глубина установки и количество центраторов и турбулизаторов уточняются по результатам каротажа

2.для заканчивания скважин с многостадийным ГРП применяется аналогичное оборудование

3.количество стадий ГРП определяется Заказчиком по каждой скважине

7.5 Том

скважины Крепление

115

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

9.1.6 Режим спуска обсадных колонн

Технологические мероприятия по спуску обсадных колонн, также расчет материалов для герметизации резьбовых соединений, а также опрессовка обсадных труб на поверхности приводятся в табл. 9.7 -9.8 .

Таблица 9.7 - Режим спуска обсадных колонн

Обсадная колонна

Тип, шифр

Средства смазки и

Крутя-

Интервал глубины

Промывки при спуске об-

инструмен-

уплотнения резьбо-

с одинаковой до-

вых соединений

щий мо-

Перио-

садных кололонн

та для

пустимой скоро-

Допустимая

мент для

дичность

номер ча-

спуска

стью спуска труб,

скорость

номер

сти колон-

(элеватор,

шифр

ГОСТ, ОСТ,

свинчи-

м

спуска труб,

долива

произво-

время

в по-

название ко-

ны в по-

спайдер,

или

ТУ, МРТУ, МУ

вания

м/с

колонны,

глуби-

дитель-

про-

рядке

лонны

рядке

спайдер-

назва-

и т. д. на изго-

труб,

м

от (верх)

до (низ)

на. м

ность,

мывки,

спуска

спуска

элеватор)

ние

товление

Нхм

л/с

ч

1

Направление

1

ЭН 324-120

Р-402

ТУ 301–04-020

7,5-9,6

0

30

Не более 1

250-300

30

43,35

0,03

2

Кондуктор

1

ЭН 245-120,

Р-402

ТУ 301–04-020

5,6-10,2

0

710

Не более 1

250-300

335

33,49

0,3

ПКРО

710

33,49

1,0

3

Эксплуатаци-

1

КМ 178-320

Р-402

ТУ 301–04-020

4,3-6,1

0

3135

Не более 0,5

250-300

2000

23,37

1,1

онная

ПКР-560

3135

23,37

3,3

4

Хвостовик

1

КМ-114-140

Р-402

ТУ 301–04-020

3,30-4,7

2985

4332

Не более 0,5

250-300

3734

15,0

1,3

ПКР-560

4332

15,0

2,9

Примечания:

1.Запрещается приступать к спуску обсадной колонны в скважину, осложненную поглощениями бурового раствора с одновремеными флюидопроявлениями, осыпями, обвалами, затяжками и посадками бурильной колонны до ликвидации осложнений.

2.Перед спуском каждой обсадной колонны произвести контрольный замер бурильного инструмента при спуске на проработку.

3.Протекторы с резьбы труб снимать непосредственно перед спуском (после того, как труба поднята над устьем скважины).

4.С целью предупреждения прихвата обсадную колонну, в процессе заполнения жидкостью и промежуточных промывок расхаживать на длину рабочей трубы

7.5 Том

скважины Крепление

116

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

9.1.7 Опрессовка обсадных труб и натяжение обсадной колонны

Таблица 9.8 - Опрессовка обсадных труб и натяжение обсадной колонны

Плотность жидко-

Давление на устье скважины при

Давление

Номер рав-

Номер раз-

сти для опрессов-

на устье

нопрочной

Давление

Номер

дельно

Натяжение

ки, г/см3

опрессовке, МПа

Глубина

скважи-

секции в

опрессовки

колон-

спускаемой

эксплуатаци-

части колон-

ны при

раздельно

труб рав-

Название

установ-

ны в

колонны

части ко-

онной колон-

раздель-

цемент-

раздель-

цемент-

ны ниже муф-

ки паке-

опрес-

спускаемой

нопрочной

порядке

лонны в по-

ны колонны,

но спус-

ного

но спус-

ного

ты для двух-

ра, м

совке

части (сни-

секции на

спуска

рядке спус-

тс

каемой

каемой

ступенчатого

труб ни-

зу, вверх)

поверхно-

ка

части

кольца

части

кольца

цементирова-

же паке-

(см. табл.

сти, МПа

ния

ра, МПа

9.4)

1

Направле-

1

-

-

-

-

-

-

-

-

1

8

ние

2

Кондуктор

1

-

1,16

1,16

13,5

3,8

-

-

-

1

14,2

3

Эксплуа-

1

21,90

1,02

1,02

12,6

1,5

-

-

-

1

13,3

тационная

Межколон-

1

-

1,10

-

5,0

-

-

-

-

-

ное про-

-

странство

245х178

Примечания:

1.178 мм эксплуатационная колонна дополнительно испытывается на герметичность снижением уровня жидкости в колонне на 2530 м по вертикали;

2.Выкидные линии ПВО после концевых задвижек опрессовываются в соответствии с п. 2.7.6.14 П.Б. 2003 г.;

3.Межколонное пространство на устье скважины опрессовывается путем создания давления незамерзающей жидкостью (через отверстие в колонной головке) для контроля межколонного давления. Давление опрессовки не должно превышать остаточную прочность обсадной колонны и прочность на сжатие цементного камня заколонного пространства. Для данной скважины определяющим условием является второе, так как в межколонном пространстве находится цементный камень из облегченного цемента, прочность которого значительно ниже прочности обсадной колонны. Время нахождения межколонного пространства под давлением – 30 мин, допустимое снижение давления не более, чем на 0,5 МПа, п.2.7.5.6 ПБ

08-624-03;

4.В процессе испытания колонн на герметичность способом опрессовки колонна считается герметичной, если в течение 30 минут давление опрессовки снизилось не более, чем на 0,5 МПа. Присутствие заказчика на опрессовке обязательно.

7.5 Том

скважины Крепление

117

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B

07-ИОС-00-00.Б609

9.2 Цементирование обсадных колонн

В разделе приведены исходные данные, сводные таблицы затрат времени, материалов, техники для цементирования обсадных колонн и оборудования устья скважины (табл. 9.9 – 9.)

9.2.1 Общие сведения о цементировании обсадных колонн

Таблица 9.9 - Общие сведения о цементировании обсадных колонн

		цементироСпособ - (прямойвания, сту- ,пенчатыйобратный)	Данные по раздельно спускаемой							Данные о каждой ступени цементирования
колонныНомерв -спускакепоряд			порядкевномер спуска			устаглубина-	муфтыновки ступенчатодля - цементирого - ,мвания	ступениномер цементирования	плотность, г/см3
										столбадлина ,жидкостим	порназваниетампонажциираствораного
				части колонны
				интервал								интервал глубины це-
				установки, м								ментиро-вания, м
	Название
	колонны
				от	до							от (верх)		до (низ)
				(верх)	(низ)
1	Направление 324 мм	прямой	1	0	30	-		1	1,85	30	ПТЦ I-50	0		30
2	Кондуктор 245 мм	прямой	1	0	710	-		1	1,52	610	ПТЦ IIIоб5-50	0		510
									1,85	200	ПЦТ I-50	510		710
	Пилотный ствол							1	1,90	50	ПЦТ I-G-СС	2285*/2491		2322*/2541
3	(ликвидационный	прямой	1	710	3372	-
	мост)							2	1,90	370	ПЦТ I-G-СС	2528*/2886		2746*/3256
									1,10	410	Буровой раствор	0		410
	Эксплуатационная								1,06	150	Буфер	410		560
4		прямой	1	0	3135	-		1	1,52	2665	ПТЦ IIIоб5-100	560		2463*/2721
	колонна 178 мм
									1,90	414	РТП-Т-51-100 на ос-	2463*/2721		2660*/3135
											нове ПЦТ I-G-CC1

Примечания:

1.- глубина по вертикали.

2.– каждый цементный мост установленный в пилотном, после ОЗЦ, проверяеюся на прочность разгрузкой бурильной колонны на 5-8 т.

7.5 Том

скважины Крепление

118