Строительство эксплуатационных горизонтальных скважин
.pdf
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B
07-ИОС-00-00.Б609
Таблица 9.10 – Характеристика жидкостей для цементирования
Номерколонны |
порядкев спуска |
|
частиномерколонныв порядке |
|
|
|
|
|
Характеристика жидкости (раствора) |
|
|
|
||||
|
спуска |
ступениномер |
-(вверхснизу) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
жидкости (раствора) |
30 Вс, мин |
МПа |
средам |
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
цементного камня |
|
||||
|
|
|
Название ко- |
|
|
|
|
|
|
время |
|
|
время загу- |
прочность |
стойкость |
время |
|
|
|
лонны |
|
|
|
|
тип или название |
плот- |
начала |
расте- |
водоот- |
стевания до |
по истече- |
к агрес- |
ОЗЦ, ч |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ность, |
схваты- |
каемость, |
деление, |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
консистенции |
нии ОЗЦ, |
сивным |
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
г/см3 |
вания, |
мм |
мл |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
мин |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
|
|
Направление |
1 |
|
1 |
|
Тампонажный |
1,85 |
94 |
200-220 |
не регл. |
47 |
1,5 |
Нет |
10 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
|
|
Кондуктор |
1 |
|
1 |
|
Буферная |
1,06 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Тампонажный 1 |
1,52 |
143 |
200-220 |
≤1 |
95 |
0,5 |
Нет |
16 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
Тампонажный 2 |
1,85 |
190 |
200-220 |
≤1 |
1,5 |
Нет |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Продавочная |
1,16 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3 |
|
|
Пилотный |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ствол (ликви- |
1 |
|
1 |
|
Тампонажный |
1,90 |
135-180 |
200-220 |
≤1 |
≥90 |
1,5 |
Нет |
16 |
|
|
|
дационные |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
мосты) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4 |
|
|
Эксплуатаци- |
|
|
|
|
Буферная |
1,06 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
онная |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
178 мм |
1 |
|
1 |
|
Тампонажный 1 |
1,52 |
196 |
200-220 |
≤1 |
131 |
0,5 |
Нет |
24 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
Тампонажный 2 |
1,90 |
262 |
200-220 |
≤1 |
1,5 |
Нет |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Продавочная |
1,10 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Примечания: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1. |
Расчетная продолжительность процесса цементирования обсадной колонны не должна превышать 75% времени начала загустевания тампонажного |
|||||||||||||||
|
|
раствора п.2.7.4.6. ПБ 08-624-03. |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
2. |
В целях увеличения срока загустевания для приготовления цементных растворов добавка КМЦ (КССБ, НТФ, гипан, ЛСТ) в количестве 0,1-0,3%. |
|||||||||||||||
|
|
Точное количество добавки реагента определяется лабораторным путем непосредственно перед цементированием в зависимости от необходимого |
||||||||||||||
|
|
времени проведения цементажа и от конкретной температуры. При этом достигается увеличение сроков загустевания на 60-120% |
|
|
||||||||||||
3. |
В соответствие с п.2.7.4.4.ПБ08-624-03 применение цемента без проведения предварительного лабораторного анализа для условий предстоящего |
|||||||||||||||
|
|
цементирования колонны запрещается. |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
4. |
|
Пробы тампонажного материала должны быть подвергнуты контрольному анализу через 7 суток после первичного анализа. |
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7.5 Том
скважины Крепление
119
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B
07-ИОС-00-00.Б609
Таблица 9.11 - Компонентный состав жидкостей для цементирования и характеристики компонентов
|
Тип или название жид- |
|
Плотность, |
Норма расхода компо- |
Коэффициент |
|
Название колонны |
кости для цементирова- |
Название компонента |
||||
кг/м3 |
нента, кг/м3 |
потерь |
||||
|
ния |
|
|
|
|
|
|
|
ПЦТ I-50 ГОСТ 1581-96 |
3150 |
1231 |
1,05 |
|
Направление |
Тампонажный раствор |
Вода техническая |
1000 |
616 |
1,1 |
|
нормальной плотности |
||||||
|
Хлористый кальций |
1990 |
12,9 |
|
||
|
|
|
||||
|
Буферная жидкость |
Вода техническая |
1000 |
1000 |
|
|
|
МБП-М |
1000 |
6 |
|
||
|
|
|
||||
|
Облегченный тампонаж- |
ПЦТ III-Об 5-50 ГОСТ 1581-96 |
2950 |
725,5 |
1,05 |
|
Кондуктор |
|
|
|
|||
|
|
|
|
|||
ный раствор |
Вода техническая |
1000 |
754,5 |
1,1 |
||
|
||||||
|
|
|
|
|
||
|
Тампонажный раствор |
ПЦТ I-50 ГОСТ 1581-96 |
3150 |
1245 |
1,05 |
|
|
|
|
|
|
||
|
нормальной плотности |
Вода техническая |
1000 |
581 |
1,1 |
|
|
|
|
||||
Пилотный ствол |
|
ПЦТ I-G-CC-1 ГОСТ 1581-96 |
3150 |
1319 |
1,05 |
|
(ликвидационный |
Тампонажный раствор |
|||||
Вода техническая |
|
|
|
|||
мост) |
|
1000 |
581 |
1,1 |
||
|
Буферная жидкость |
Вода техническая |
1000 |
935 |
|
|
|
МБП-С-100 |
1000 |
104 |
|
||
|
|
|
||||
|
|
|
|
|||
|
Облегченный тампонаж- |
ПЦТ III-Об 5-100 ГОСТ 1581-96 |
2600 |
845 |
1,05 |
|
|
|
|
|
|||
Эксплуатационная |
ный раствор |
Вода техническая |
1000 |
675 |
1,1 |
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
||
|
|
РТП-Т-51-100 на основе ПЦТ I- |
3150 |
1319 |
1,05 |
|
|
Тампонажный раствор |
G-CC1 ГОСТ 1581-96 |
||||
|
|
|
|
|||
|
|
Вода техническая |
1000 |
582 |
1,1 |
|
|
|
|
|
|
7.5 Том
скважины Крепление
120
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B
07-ИОС-00-00.Б609
9.2.2 Технологические операции при цементировании и режим работы цементировочных агрегатов (буровых насосов)
Таблица 9.12 - Технологические операции при цементировании и режим работы цементировочных агрегатов (буровых насосов)
|
|
Номер ступени цементирования ча- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Время вы- |
|
Номер колонны в порядке спуска |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
полнения |
||
Номер части колонны в порядке спуска (снизу вверх) |
|
|
|
|
Количество агрегатов (буровых насосов), работающих на одном режиме |
Режим работы агрегатов (буровых насосов) |
технологи- |
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ческой опе- |
|||||
сти колонны (снизу вверх) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
рации |
|||||
Наимено- |
|
|
|
|
суммарная производительность агрегатов (буровых насосов), л/с |
давление, |
|
|
нарастающее от начала затворения до момента «стоп» |
|||||||
|
Тип (шифр) |
диаметр цилиндровых втулок, мм |
скорость агрегата или число двойных ходов бурового насоса |
МПа |
|
объём порции на данном режиме, м3 |
|
|||||||||
вание тех- |
Тип или |
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|||||||||||||
агрегата |
допустимое для агрегатов (буровых насосов) |
|
на устье сква-жины в конце операции |
|
||||||||||||
нологиче- |
название |
|
|
|||||||||||||
или буро- |
|
в данном режиме |
||||||||||||||
ской опе- |
жидкости |
|
||||||||||||||
вого насоса |
|
|||||||||||||||
рации |
|
|
||||||||||||||
|
|
|
||||||||||||||
|
|
|
|
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
1 |
1 |
|
Затворение |
Вода |
ЦА-320М (1В) |
1 |
|
|
|
|
|
|
2.6 |
2.6 |
2.6 |
|
|
|
|
Закачка |
ПЦТ I-50 |
ЦА-320М(9Т) |
1 |
125 |
4 |
14.5 |
5,88 |
|
|
2.6 |
3.0 |
5.7 |
|
|
|
|
Промывка |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3.0 |
8.7 |
|
|
|
|
линий |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Сброс пробки |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.0 |
10.7 |
|
|
|
|
Продавка |
Продавка |
|
1 |
125 |
4 |
14.5 |
5,88 |
|
|
0.3 |
0.4 |
11.1 |
|
|
|
|
СТОП |
|
ЦА-320М(9Т) |
1 |
125 |
2 |
4.3 |
18,63 |
|
0,24 |
1.5 |
5.8 |
16.9 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
1 |
1 |
|
Закачка |
Буфер |
ЦА-320М(9Т) |
1 |
125 |
4 |
14.5 |
5,88 |
|
0,13 |
4.0 |
4.6 |
4.6 |
|
|
|
|
Затворение-1 |
Тампонаж |
ЦА-320М (1В) |
1 |
|
|
|
|
|
|
21.0 |
21.0 |
21.0 |
|
|
|
|
Закачка-1 |
ПЦТ III-об5-50 |
ЦА-320М(9Т) |
2 |
125 |
4 |
29 |
5,88 |
|
|
21.0 |
12.1 |
33.0 |
|
|
|
|
Затворение-2 |
Вода |
ЦА-320М (1В) |
1 |
|
|
|
|
|
|
8.8 |
8.8 |
33.0 |
|
|
|
|
Закачка-2 |
ПЦТ I-50 |
ЦА-320М(9Т) |
2 |
125 |
4 |
29 |
5,88 |
|
|
8.8 |
5.0 |
38.1 |
|
|
|
|
Промывка |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3.0 |
41.1 |
|
|
|
|
линий |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Сброс пробки |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.0 |
43.1 |
|
|
|
|
Продавка |
Продавка |
ЦА-320М(9Т) |
2 |
125 |
4 |
29 |
5,88 |
|
2,64 |
27.7 |
15.9 |
59.0 |
|
|
|
|
СТОП |
|
ЦА-320М(9Т) |
1 |
125 |
2 |
4.3 |
18,63 |
|
4,64 |
1.5 |
5.8 |
64.8 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7.5 Том
скважины Крепление
121
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7.5Том |
|
3 |
1 |
1 |
Закачка |
Буфер |
ЦА-320М(9Т) |
1 |
125 |
4 |
14.5 |
5,88 |
0,77 |
2.5 |
2.9 |
2.9 |
|||
|
|
||||||||||||||||
|
|
|
|
Затворение-1 |
Вода |
ЦА-320М (1В) |
3 |
|
|
|
|
|
44.6 |
14.9 |
14.9 |
|
|
|
|
|
|
Закачка-1 |
ПЦТ III-об5- |
ЦА-320М(9Т) |
2 |
125 |
4 |
29 |
5,88 |
|
44.6 |
25.6 |
40.5 |
|
|
|
|
|
|
100 |
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
Затворение-2 |
Вода |
ЦА-320М (1В) |
1 |
|
|
|
|
|
9.1 |
9.1 |
40.5 |
|
|
|
|
|
|
|
РТП-Т-51-100 ЦА-320М(9Т) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
Закачка-2 |
на основе |
|
2 |
125 |
4 |
29 |
5,88 |
|
9.1 |
5.2 |
45.7 |
|
|
|
|
|
|
|
ПЦТ I-G-CC1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Промывка |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3.0 |
48.7 |
|
|
|
|
|
|
линий |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
Сброс пробки |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.0 |
50.7 |
|
|
|
|
|
|
Продавка |
Продавка |
ЦА-320М(9Т) |
2 |
125 |
3 |
29 |
5,88 |
4,77 |
45.7 |
26.2 |
77.0 |
|
|
|
|
|
|
Продавка |
|
ЦА-320М(9Т) |
2 |
125 |
2 |
16.2 |
9,80 |
8,25 |
12.0 |
12.3 |
89.3 |
|
|
|
|
|
|
Продавка |
|
ЦА-320М(9Т) |
2 |
125 |
2 |
8.6 |
18,63 |
8,94 |
3.0 |
5.8 |
95.1 |
|
|
|
|
|
|
СТОП |
|
ЦА-320М(9Т) |
1 |
125 |
2 |
4.3 |
1863 |
14,17 |
1.5 |
5.8 |
100.9 |
|
|
07-ИОС-00-00.Б609 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
скважины Крепление |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
122
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B
07-ИОС-00-00.Б609
9.2.3 Потребное для цементирования обсадных колонн количество цементировочной техники
Таблица 9.13 – |
Схема обвязки и потребность в цементировочных агрегатах |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
колонныНомерв спускапорядке |
частиНомерколонны |
|
ступениНомерцементирования |
Интервал, м |
схемыНомеробвяз- |
цементировочнойки техники |
|
|
|
затворения |
-перемеши вания |
закачки |
продавки |
амбара |
резерва |
колонны |
|
цементного ,муфтыкольца |
выкидныхлиПВОиний |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Потребное количество ЦА |
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
основных |
|
|
|
|
|
опрессовки |
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
в том числе для |
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
от (верх) |
до (низ) |
|
|
тип |
всего |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
1 |
|
1 |
0 |
30 |
|
1 |
ЦА-320М |
2 |
|
1 |
- |
1 |
1 |
- |
1 |
- |
|
- |
|
- |
|
|
(УНЦ) |
|
|
|
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
1 |
|
1 |
0 |
710 |
|
2 |
ЦА-320М |
5 |
|
2 |
- |
2 |
2 |
- |
1 |
1 |
|
1 |
|
1 |
|
|
(УНЦ) |
|
|
|
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
цем. |
1 |
|
1 |
2528*/2886 |
2746*/3256 |
|
3 |
ЦА-320М |
2 |
|
1 |
- |
1 |
1 |
- |
- |
- |
|
- |
|
- |
мосты |
|
2285*/2491 |
2322*/2541 |
|
(УНЦ) |
|
|
|
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
3 |
1 |
|
1 |
0 |
3135 |
|
4 |
ЦА-320М |
6 |
|
3 |
- |
2 |
2 |
- |
1 |
1 |
|
1 |
|
1 |
|
|
(УНЦ) |
|
|
|
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Работа при смене глинистого раствора на воду перед опрессовкой эксплуатационной колонны, ч |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3,9 |
|||||||||||
Примечание: * - глубина по вертикали
7.5 Том
скважины Крепление
123
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
СамараНИПИнефть doc.07-IOS-00-00.609B
07-ИОС-00-00.Б609
Таблица 9.14 - Потребность в смесительных машинах, цементовозах, автоцистернах
|
Номер |
|
|
|
|
|
Интервал, м |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Потребное количество |
|
|
|
|
|||||||||
|
колонны |
Номер |
Номер ступени |
|
|
|
|
|
|
смесительных машин |
|
|
|
цементовозов |
автоцистерн |
|||||||||||||||
|
в по- |
|
части |
цементирования |
от |
|
до (низ) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
кол., шт |
|
|
|
|
|
кол., шт |
|
|
кол., шт |
|||||||||||||||
|
рядке |
|
колонны |
|
|
|
(верх) |
|
|
|
|
|
тип |
|
|
|
|
тип |
|
тип |
|
|||||||||
|
спуска |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
1 |
|
|
1 |
1 |
|
0 |
|
30 |
|
|
УС-6-30 |
|
1 |
|
|
|
|
- |
|
- |
|
- |
|||||||
|
|
|
|
|
|
(2СМН_20) |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
2 |
|
|
1 |
1 |
|
0 |
|
710 |
|
|
УС-6-30 |
|
2 |
|
Цементовоз с гру- |
- |
|
- |
|
- |
|||||||||
|
|
|
|
|
|
(2СМН_20) |
|
|
|
|
||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
зоподъемностью |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
цем. |
|
|
|
|
|
|
2528*/28862746*/3256 |
|
|
УС-6-30 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
1 |
1 |
|
|
|
|
1 |
|
|
|
30-40т |
- |
|
- |
|
- |
||||||||||||
|
|
|
|
2285*/24912322*/2541 |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||
|
мосты |
|
|
|
(2СМН_20) |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
3 |
|
|
1 |
1 |
|
0 |
|
3135 |
|
|
УС-6-30 |
|
4 |
|
|
|
|
- |
|
- |
|
- |
|||||||
|
|
|
|
|
|
(2СМН_20) |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
Примечания |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
∙ работа СМН-20 при установке цементных ликвидационных мостов – 24 ч |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||
|
|
|
∙ |
|
* - глубина по вертикали |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
Таблица 9.15 - Потребное для цементирования обсадных колонн количество цементировочной техники |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Потребное количество |
|
|
|
|
|
|
|
|
Всего |
|||||
|
№ |
|
Название |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
направление 324 мм |
|
кондуктор 245 мм |
|
эксплуатационная 178 мм |
|
цементный мост |
|
||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||
|
пп |
|
или шифр |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
кол., шт. |
|
пробег, км |
|
кол., шт. |
|
пробег, км |
|
кол., шт. |
|
пробег, км |
|
кол., шт. |
|
пробег, км |
|
кол., шт. |
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
1 |
|
ЦА-320М |
|
2 |
|
324 |
|
|
5 |
|
|
1630 |
|
|
6 |
|
|
1956 |
|
2 |
|
652 |
|
|
15 |
||||
|
|
|
|
(УНЦ) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
УС-6-30 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
|
(СМН-20 |
|
1 |
|
326 |
|
|
2 |
|
|
652 |
|
|
4 |
|
|
810 |
|
1 |
|
326 |
|
|
8 |
||||
|
|
|
ЦПСМ-20) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
3 |
|
|
УСО-20 |
|
- |
|
- |
|
|
1 |
|
|
326 |
|
|
1 |
|
|
326 |
|
- |
|
- |
|
|
2 |
|||
|
4 |
|
СКУПЦ-32 |
|
- |
|
- |
|
|
1 |
|
|
326 |
|
|
1 |
|
|
326 |
|
- |
|
- |
|
|
2 |
||||
|
5 |
|
|
БМ-700 |
|
- |
|
- |
|
|
1 |
|
|
326 |
|
|
1 |
|
|
326 |
|
- |
|
- |
|
|
2 |
|||
7.5 Том
скважины Крепление
124
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Том 5.7 Крепление скважины 125
9.2.4 Потребное количество материалов для крепления скважины
Таблица 9.16 - Потребное количество материалов для крепления скважины
|
|
ГОСТ, ОСТ, ТУ, МРТУ и |
Ед. |
|
Диаметр колонны, мм |
|
|||
Наименование материалов |
|
|
|
|
|
цем. |
|||
т.д. на изготовление |
изм |
324 |
|
245 |
178 |
114 |
|||
|
|
|
мост |
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
295,3 V-54X |
|
шт. |
1 |
|
- |
|
- |
- |
|
|
|
|
шт. |
|
|
1 |
|
|
|
220,7 V-QN54X |
|
|
|
|
|
||||
142,9 AU-LS54X-R239M |
|
шт. |
|
|
|
1 |
|
|
|
Башмак колонный типа |
ОСТ 39.011-74 |
шт. |
1 |
|
1 |
1 |
1 |
- |
|
Продавочная пробка |
ТУ 39-1086-85 |
шт. |
1 |
|
1 |
1 |
- |
- |
|
Обратный клапан |
ТУ 39-01-08-281-77 |
шт. |
1 |
|
1 |
1 |
- |
- |
|
Центратор колонный |
ТУ 39-01-08-283-77 |
шт. |
- |
|
7 |
62 |
- |
- |
|
Турбулизатор (ЦТ) |
ТУ 39-01-08-284-77 |
шт. |
- |
|
- |
- |
- |
- |
|
Подвеска StageFRAC |
компании « Шлюмберже» |
компл. |
- |
|
- |
- |
1 |
- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Объем цементного раствора |
|
м3 |
|
|
|
|
- |
|
|
ПЦТ I-50 |
ГОСТ 1581-96 |
|
2,64 |
|
8,77 |
|
- |
|
|
ПЦТ III-об 5-50 |
ГОСТ 1581-96 |
|
|
|
20,98 |
|
- |
|
|
РТП-Т-51-100 на основе |
ГОСТ 1581-96 |
|
|
|
|
9,06 |
- |
16,92+ |
|
ПЦТ I G-CC-1 |
|
|
|
|
|
2,29 |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|||
ПЦТ III-об 5-100 |
ГОСТ 1581-96 |
|
|
|
|
44,63 |
- |
|
|
Цемент тампонажный |
|
т |
|
|
|
|
- |
|
|
ПЦТ I-50 |
ГОСТ 1581-96 |
|
3,45 |
|
11,46 |
|
- |
22,12+ |
|
|
|
|
2,99 |
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ПЦТ III-об 5-50 |
ГОСТ 1581-96 |
|
|
|
16,79 |
|
- |
|
|
РТП-Т-51-100 на основе |
ГОСТ 1581-96 |
|
|
|
|
12,55 |
- |
|
|
ПЦТ I G-CC-1 |
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
||
ПЦТ III-об 5-100 |
ГОСТ 1581-96 |
|
|
|
|
35,71 |
- |
|
|
Объем продавочной жидкости |
|
м3 |
1,83 |
|
29,21 |
62,16 |
- |
26,73+ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
23,07 |
Вода для затворения цемента |
|
м3 |
|
|
5,57+ |
5,53+ |
|
25,55+ |
|
+ вода для приготовления бу- |
|
1,72 |
|
16,7+ |
35,52+ |
- |
|||
ферной жидкости |
|
|
|
|
4,0 |
2,54 |
|
3,45 |
|
|
|
|
|
|
|
||||
Хлористый кальций |
ГОСТ 450-77 |
т |
0,15 |
|
- |
- |
- |
- |
|
МБП-М для буферной жидкости |
|
т |
- |
|
0,024 |
- |
- |
- |
|
МБП-С-100 для приготовления |
ТУ 2148-215-00147001-2000 |
т |
- |
|
- |
0,26 |
- |
- |
|
буферной жидкости |
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Количество смазки Р-402 |
ТУ-0254-005-54044229-02 |
кг |
0,67 |
|
11,18 |
19,57 |
2,10 |
- |
|
Примечание – разбуривание цементного стакана и оснастки низа обсадной колонны производится шарошечными долотами.
СамараНИПИнефть |
609Б.00-00-ИОС-07 |
609B.00-00-IOS-07.doc |
|
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Том 5.7 |
Крепление скважины |
126 |
9.2.5 Мероприятия по обеспечению подъема цемента за обсадными колоннами на проектную высоту.
Учитывая строение геологического разреза проектируемых скважин, сопряженное с наличием зон поглощений бурового раствора (табл. 4.9) для обеспечения подъема цементного раствора на заданную высоту в процессе крепления скважин обсадными колоннами применить комплекс технологических мероприятий:
1. Цементирование направления 324 мм.
Продавку цементного раствора осуществлять одним агрегатом с производительностью 10,2 л/с.
2. Цементирование кондуктора 245 мм
Цементирование кондуктора 245 мм произвести на всю длину в интервале 710-0 м, применить по интервалам:
∙710-510 тампонажный раствор плотностью 1850 кг/м3 на основе ПЦТ I-50 ГОСТ 1581;
∙510-0 облегченный цементный раствор плотностью 1520 кг/м3 на основе ПЦТ III-Об 5-50 ГОСТ
1581-96.
В случае недоподъема цементного раствора при цементировании кондуктора в результате поглощения осуществить (после ОЗЦ) заливку способом встречного цементирования через межколонное пространство в соответствие с требованиями п. 2.7.4.14 ПБ 08-624-03.
При цементировании кондуктора в случае недоподъема цементного раствора в результате усадки долить цементный раствор с устья в затрубное пространство:
∙если цементный раствор при цементировании кондуктора не вышел на устье, то выполнить геофизические исследования (АКЦ, термометрия), определить высоту подъема цемента за колонной, произвести расчет объема цементного раствора и закачать расчетный объем цементного раствора с устья в затрубное пространство;
∙если цементный раствор при цементировании кондуктора вышел на устье, то по истечении 3-
5 ч (после того, как установился статический уровень в затрубном пространстве) по окончании цементирования произвести долив скважины цементным раствором в объеме 1,5-2,5 м3 с устья в затрубное пространство (из расчета 2-3 т сухого цемента требуемого типа). Перед закачкой цементного раствора допускается закачка буферно-кольматирующией жидкости приготовленной на основе тампонажного цемента и бурового раствора.
3.Цементирование эксплуатационной колонны 178 мм.
Цементирование эксплуатационной колонны произвести в интервале 3135-560 м.
Цементный раствор поднять до глубины 560 м с перекрытием на 150 м башмака кондуктора 245 мм. При цементировании применить по интервалам:
∙ 3135-2721 м Расширяющийся тампонажный материал РТП-Т-51-100 на основе ПЦТ I G-CC-1 ГОСТ 1581-96, плотностью 1900 кг/м3;
∙2721-560 м, облегченный цементный раствор плотностью 1520 кг/м3 на основе ПЦТ III-Об 5-
100ГОСТ 1581-96.
4.Хвостовик 114 мм не цементируется.
Впорции цементного раствора, располагающегося против проницаемых (поглощающих) пластов, допускается введение инертных наполнителей.
Для снижения величины гидродинамического давления, возникающего в процессе цементирования эксплуатационной колонны во избежание поглощения цементного раствора перед затворением цемента закачать в скважину минерализованную буферную жидкость в объеме 10 м3.
Перед подготовкой ствола скважины к спуску колонн провести комплекс электрометрических работ и других исследований, необходимых для детального планирования процесса крепления. Уточнить коэффициент кавернозности и расчеты объемов тампонажных материалов.
Запрещается приступать к спуску эксплуатационной колонны в скважину, осложненную поглощениями бурового раствора с одновременным флюидопроявлением, осыпями, обвалами, затяжками и посадками бурильной колонны, до ликвидации осложнений, п. 2.7.4.14 ПБ 08-624-03.
Применение цемента без проведения предварительного лабораторного анализа для условий предстоящего цементирования колонны (температура, давление, начало и конец схватывания, загустевание, прочность камня и т. д.) запрещается.
СамараНИПИнефть |
609Б.00-00-ИОС-07 |
609B.00-00-IOS-07.doc |
|
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Том 5.7 |
Крепление скважины |
127 |
Для сохранения естественной проницаемости пористых и пористо-трещиноватых коллекторов продуктивных отложений тампонажные растворы должны иметь минимально возможную фильтрацию. Общая минерализация тампонажных растворов должна быть близка к минерализации буровых растворов, применяющихся при вскрытии продуктивных горизонтов.
Расчетная продолжительность цементирования обсадных колонн не должна превышать 75 % от времени начала загустевания тампонажного раствора.
Обсадные колонны в пределах интервала цементирования оснастить элементами технологической оснастки, номенклатура и количество которых определены табл. 9.6, а места установки уточнить в рабочем плане на спуск колонны.
Выбор тампонажных материалов и растворов на их основе осуществлять с учетом следующих требований:
∙тампонажный материал и сформированный из него камень должны соответствовать диапазону статических температур в скважине по всему интервалу цементирования;
∙рецептуру тампонажного раствора подбирать по динамической температуре и давлению, ожидаемым в цементируемом интервале скважины;
∙плотность тампонажного раствора должна быть не ниже плотности бурового раствора.
Ограничением верхнего предела плотности тампонажного раствора при прочих равных условиях является недопущение разрыва пород под действием гидродинамического давления в процессе цементирования.
Плотность тампонажного раствора по условию предотвращения гидроразрыва горных пород определяется по формуле:
где
ρö . ð
0,95 -
ния в
ρö . ð . ≤ |
0,95× Ð |
− 0,1× ρ |
× Í |
á. ð . |
− (0,01 ÷ 0,02)× Í |
ï |
+ (8 ÷16) |
|
ã . ð . |
á. ð . |
|
|
|
, |
|||
|
0,1× (Í ï |
− Í á. ð . ) |
|
|
||||
|
|
|
|
|
||||
. - плотность тампонажной смеси за обсадной колонной, г/см3;
коэффициент запаса по гидроразрыву на глубине поглощающего пласта, может принимать значе-
диапазоне 0,75-0,95;
ρá. ð . - плотность бурового раствора за обсадной колонной, кг/м3;
Нб.р - глубина от устья скважины до границы тампонажной смеси и бурового раствора, м; Нп - глубина от устья скважины до кровли поглощающего пласта, м; Ргр - давление гидроразрыва горных пород в поглощающем пласте на глубине Нп, МПа.
[(0,1 ÷0,2) х Нп + (8÷16)] - дополнительное давление (Р´гидр.), рассчитываемое по формуле Щищенко-Бакланова для определения гидравлических сопротивлений при цементировании, кгс/см2:
Ргидр. = 0,01 х Нп + 8 – при работе одного-двух цементировочных агрегатов;
Ргидр. = 0,02 х Нп + 16 – при одновременной работе нескольких агрегатов (более трех).
СамараНИПИнефть |
609Б.00-00-ИОС-07 |
609B.00-00-IOS-07.doc |
|
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Том 5.7 |
Крепление скважины |
128 |
9.3 Мероприятия по предупреждению аварийных ситуаций, возникающих при бурении наклонно-направленных, горизонтальных скважин
Выбор профиля скважины
При проектировании наклонно-направленных скважин необходимо учитывать:
∙геологические особенности месторождений;
∙основные закономерности искривления ствола скважин при бурении с отклонителем и без него;
∙сетку разработки месторождения и траектории ранее пробуренных скважин.
Профиль ствола скважины должен удовлетворять следующим основным требованиям.
∙Проектный профиль должен быть выполнен имеющимся оборудованием.
∙Интенсивность искривления ствола скважины выбирается такой, при которой обеспечиваются минимально возможные сопротивления при спускоподъемных операциях в процессе бурения, что способствует меньшей вероятности желобообразований и осложнений.
∙Возможность вращения бурильной колонны в процессе бурения с сохранением ее прочностных характеристик.
∙Осуществление спуска колонны или « хвостовика» за один прием, а цементирования, в зависимости от условий, в один или несколько приемов.
∙Сохранение герметичности резьбовых соединений обсадной колонны в процессе спуска и длительной эксплуатации.
∙Достижение заданного смещения точки входа в продуктивный пласт и прохождение ствола скважины под заданным углом в продуктивном пласте.
∙Предусматривать возможность проведения исправительных работ.
∙Обеспечить минимум затрат на бурение и заканчивание скважин.
∙Обеспечение минимального количества рейсов с отклонителем
∙Учитывать закономерности искривления ствола скважин в отдельных интервалах профиля.
Требования к элементам профиля, компоновкам низа бурильной колонны и технологии бурения.
Бурение вертикального участка.
Минимальная глубина вертикального участка определяется глубиной спуска направления (кондуктора) и должна быть не менее 40-50 м.
Максимальная глубина вертикального участка определяется возможностью набора и сохранения зенитного угла не менее 60 в интервале бурения под кондуктор или техническую колонну.
Конкретные значения глубины вертикального участка для каждой скважины куста выбираются в указанных пределах, исходя из условий предотвращения встречи (пересечения) стволов скважин.
Способ бурения вертикального участка определяется сложностью разреза. В условиях отсутствия зон поглощения и интенсивных обвалов (в виде плывунов) рекомендуется применение роторного способа бурения, в остальных случаях - турбинный способ.
Ориентирование отклоняющих компоновок.
Контроль пространственного положения отклонителя в скважине и проведение инклинометрических измерений в процессе бурения осуществляется при помощи телеметрических систем с кабельным или гидравлическим каналами, выпускаемых отечественной промышленностью.
Буровой раствор.
С целью снижения потерь на трение в интервалах бурения искривленного и горизонтального участков в буровой раствор вводятся смазывающие добавки в количестве превышающем в 2 раза норму расхода на 1 м проходки, принятую для данного месторождения типовым проектом на строительство наклонно направленных скважин.
Режим бурения.
Нагрузка на долото выбирается в зависимости от типоразмера применяемого долота и твердости пород, согласно проекту. Расход промывочной жидкости в интервале бурения под кондуктор составляет 34-40 л/c , а в интервале бурения под эксплуатационную колонну-20-25 л/c.
Перед каждым наращиванием необходимо прорабатывать ствол скважины на длину ведущей трубы не менее 2-3 раз. Скорость проработки должна не менее чем в 2-3 раза превышать скорость проходки.
СамараНИПИнефть |
609Б.00-00-ИОС-07 |
609B.00-00-IOS-07.doc |
|