Проектирование наклонно-направленной скважины на Киенгопском месторождении. Применение расширяющихся тампонажных материалов

Для интервалов бурения от 1200 м до проектной глубины превышение гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым давлением должно составлять не менее 5%, но допускается превышение на 25-30 кгс/см²

Пластовое давление в рассматриваемом интервале имеет К_а=1,02 (1220-1300 м).

Следовательно, плотность бурового раствора должна быть не менее 1,07 г/см³ при бурении под эксплуатационную колонну в интервале 1220-1300м и не менее 1,10 г/см³ при бурении под эксплуатационную колонну с учетом интервала совместимости условий бурения. Проектом принята плотность раствора 1,12-1,14 г/см³.

Таким образом, при бурении скважины из-под кондуктора, исходя из физико-механических характеристик пород и технических условий бурения, выделены следующие интервалы: 500-1160м и 1160-1300 м. Плотность бурового раствора в указан-ных интервалах выбрана с учетом конкретных горно-геологических условий и опыта ведения буровых работ на месторождениях в данном регионе в целом, а так же требований правил [3].

Репрессия на стенки скважины ограничивается правилами [3] и не превышает допустимой.

2.3.7 Обоснование плотности применяемых буровых растворов

Плотность буровых растворов для интервалов совместимых условий бурения рассчитывается исходя из условий сохранения устойчивости горных пород, слагающих стенки скважины, а в интервалах содержащих напорные пласты - создания столбом раствора гидростатического давления на забой, предотвращающего поступление пластового флюида в ствол скважины.

где, АР - максимально допустимая величина противодавления на продуктивный пласт, МПа;

к - коэффициент запаса противодавления на напорные пласты

Расчитываем плотность бурового раствора при бурении под кондуктор:

с= г/см³

Принимаем с= 1,10 г/см³

Расчитываем плотность бурового раствора при бурении под эксплутационную колонну:

с=г/см³



Принимаем с= 1,14 г/см³

2.4 Углубление скважины

2.4.1 Режим бурения и особенности технологии бурения эксплуатационной скважины

Бурение под направление диаметром 324 мм с глубиной спуска 30 м предусматривается производить роторным способом при частоте вращения ротора 65-80 об/мин шарошечным долотом 393,7 VU-K11TG-R227 (IADC 114)

Бурение под кондуктор диаметром 245 мм с глубиной спуска 500 м по вертикали (511 м по длине ствола) предусматривается производить по отечественной и импортной технологии:

шарошечные долота 295,3 NU-12T-R85 (IADC 124) производства ОАО ЅВолгабурмашЅ в сочетании с турбобуром 2ТСШ1-240 в двухсекционном исполнении или с ВЗД ДРУ-240 регулируемым углом перекоса осей;

шарошечное долото 295,3 ETS11GCK (IADC 135) производства Reed Hycalog в сочетании с винтовым забойным двигателем 5LZ244СЧ7.0LL с регулируемым углом перекоса осей.

Набор зенитного угла производится с глубины 50 м:

шарошечные долота 295,3 NU-12T-R85 (IADC 124) с турбинным отклонителем ТО2-240 ВЗД (ДРУ-240) с углом перекоса осей -1,5 ⁰;

Осевая нагрузка на долото при наборе зенитного угла принимается 3ч5 тс.

2.4.1.3 Интенсивность промывки забоя при бурении под направление и кондуктор по отечественной и импортной технологии принимается в диапазоне 36ч42 л/с.

При наличии осложнений при бурении и перед спуском кондуктора интервал осложнений и ствол скважины прорабатывается компоновкой последнего долбления

Бурение под эксплуатационную колонну диаметром 146 мм с глубиной спуска1300 м по вертикали (1342 м - по длине ствола) предусматривается производить: шарошечные долота 215,9AUL-LS54X-R269 (IADC 549Х) либо 215,9 AUL -LS62Y-R437 (IADC 627Y) винтовым забойным двигателем Д2-195 (ДРУ-195, ДРУ- 172) - см. КНБК №№ 5,6.

Интенсивность промывки забоя принимается равной 32,4 л/с.

Отбор керна при бурении под эксплуатационную колонну (в 1/10 скважине) предусматривается производить турбинным способом: ВЗД Д2-195 с керноотборным снарядом КИМ-195/100 с бурильной головкой БИТ-215,9/100 С2, КНБК №7;16 при интенсивности промывки 24,8 л/с. Нагрузка на бурильную головку выбирается из условия обеспечения максимальной механической скорости проходки, но не более величины, указанной в паспорте.

Первый рейс с отбором керна рекомендуется производить односекционным снарядом и в зависимости от величины выноса керна (более 80 %) геологической службой “Заказчика” принимается решение об использовании трех секций керноотборного снаряда.

В состав основных проектных компоновок низа бурильной колонны для сплошного бурения включаются:

При бурении под направление: долото 393,7 VU-K11TG-R227 (IADC 114), УБТС.2 D=229 мм- 12 м, УБТ D=178 -12 м - КНБК №№1,10;

При бурении под кондуктор: долото 295,3 NU-12T-R85 (IADC 124), калибратор 8КС-295,3СТ, турбобур 2ТСШ1-240 (ДРУ-240) с накладками диаметром 283 мм, УБТСD=203мм-32 м, УБТ D=178 мм - 12 м - КНБК №№ 2ч4; 11ч13. Если при бурении под кондуктор ожидаются поглощения, то допускается применять в составе КНБК кольмататор УОК диаметром 203 мм.

При бурении под эксплуатационную колонну: долото 215,9AUL-LS54X-R269 (IADC 547Х) или 215,9 AUL -LS62Y-R437 (IADC 627Y), калибратор 10КСИ-215,9СТК (КЛС-212ч214), ВЗД Д2-195 с накладками диаметром 210 мм (ДРУ-195, ДРУ-172), УБТ D=178 мм - 25 м, обратный клапан КОБ 178хЗ-147 - КНБК №№ 5,6; 14,15

Шаблонировка, а при необходимости и проработка ствола скважины перед спуском эксплуатационной колонны: долото 215,9AUL-LS54X-R269 (IADC 547Х), ВЗД Д2-195 (ДРУ-195, ДРУ-172), УБТ D=178 мм - 25 м, обратный клапан КОБ 178хЗ-147 - КНБК №№6; 15. Если бурение ствола скважины велось с поглощением бурового раствора, то в КНБК для проработки включить кольмататор УОК диаметром 178 мм.

Расход бурового раствора принят исходя из условия энергетических характеристик, применяемых гидравлических забойных двигателей, а также с учётом снижения противодавления на стенки ствола скважины и снижения вероятности поглощения при бурении.

Осевая нагрузка на долото устанавливается в зависимости от типоразмера долота, гидравлического забойного двигателя (ВЗД), твердости разбуриваемых горных пород, технико-технологическими условиями углубления скважины, условия получения максимальной рейсовой скорости проходки (минимума себестоимости бурения одного метра) и опыта бурения скважин в данном регионе.

Момент подъема долота определяется:

- технико-технологической необходимостью;

- снижением механической скорости более чем в два-три раза в сравнении с первоначальной;

- окончанием бурения под соответствующую обсадную колонну.

Контроль процесса бурения скважины предлагается производить станцией геолого-технологического контроля. Осуществляя анализ совокупности контролируемых параметров, станция предсказывает и предупреждает возникновение непредвиденных осложнений, предаварийных и аварийных ситуа-ций .



2.4.2 Расчет Диаметра УБТ при бурении под кондуктор

Отношение диаметра УБТ к диаметру забойного двигателя должно быть не более 0.85.

Выбираем УБТ - 203 мм

Расчитываем длину УБТ

где Pдол - нагрузка на долото;

G - вес забойного двигателя;

q_убт - вес 1 м УБТ.

Принимаем длину УБТ = 12 м

Lубт178 =24 м

С целью перехода СБТ D = 127 мм «Д» устанавливаем УБТ-178 длиной 24м.

2.4.3 Расчет диаметра УБТ при бурении под эксплуатационную колону

Отношение диаметра УБТ к диаметру забойного двигателя должно быть не более 0.85.

Выбираем УБТ- 165 мм



Расчитываем длину УБТ

С учетом кривизны скважины принимает Lубт=64м

2.4.4 Расчет максимальной допустимой глубины спуска бурильных труб

Бурильная труба : ТБПК 127x9,19 «Д»

Таблица 2.4.1Способы, режимы бурения, расширения (проработки) ствола скважины и применяемые КНБК

Интервал, м	Вид технологической операции	Способ бурения	Условный номер KHБK (см.т.8.2)	Режим бурения	Скорость выполнения техноло-гической опера-ции, м/ч
				осевая нагрузка, т	скорость вращения ротора, об/мин	расход бурового раствора, л/с
по вертикали	по стволу
от	до	от	до
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
0	30	0	30	бурение	роторный	1;10	2ч4	65ч80	37,8	30ч35
30	500	30	511	Разбуривание цем. в направлении, бурение	турбинный	2ч4; 11ч13	4ч15	-	37,8	12ч15
30	500	30	511	Проработка (шаблониров- ка) перед спуском кон-дуктора, проработка перед ГИС (при осложнении ствола)	турбинный	4;13	5ч7	-	37,8	25ч35
490	500	513	511	разбуривание цементного стакана в кондукторе	роторный	5;14	5ч7	65ч80	32,4	10ч15
500	1300	511	1342	Бурение	турбинный	6,7;15,16	10ч15	-	32,4	4ч12
1230	1270	1298	1340	отбор керна в 1/10 скважине	турбинный	8;17	2ч5	-	24,8	2ч4
500	1300	511	1342	Проработка (шаблониров- ка) перед спуском эксплу-атационной колонны, проработка перед ГИС (при осложнении ствола)	турбинный	7;16	7ч10	-	32,4	20ч25

Таблица 2.4.2 Компоновка низа бурильных колонн (КНБК)

Условный но-мер KHБK	Интервал, м, по:	Э л е м е н т ы KHБK (до бурильных труб по расчету)
	вертикали	стволу	Но-мер по порядку	типоразмер, шифр	ГOCT, OCT, МРТУ, ТУ, МУ и т.п. на изготовление	Расстоя - ние от за боя, м	техническая характеристика	назначение
	от (верх)	до (низ)	от (верх)	до (низ)
									наружный диа метр, мм	дли на, м	масса, кг
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
1.1 Бурение под направление D=324 мм (КНБК №1):
1	0	30	0	30	1	393,7 VU-K11TG-R227	ГОСТ 20692-2003	0,580	393,7	0,58	187,0	Бурение под направление
					2	УБТС.2	ТУ 14-3-835-79	13,13	229,0	12,00	3276,0
					3	УБТ	ТУ 14-3-835-79	25,13	178,0	12,00	1745,0
1.2 Бурение под кондуктор 245 мм (КНБК №№2ч4):
2	30	50	30	50	1	295,3 NU-12T-R85	ГОСТ 20692-2003	0,425	295,3	0,425	92,0	Разбуривание цем. в направлении
					2	Калибратор 8КС-295,3СТ	ОСТ 39-078-79	1,275	295,3	0,850	280,0
					3	2ТСШI-240 (2 секции)	ГОСТ 26673-90	16,761	240,0	15,486	3983,0
					4	УБТС	ТУ 14-3-835-79	48,761	203,0	32,00	6176,0

Продолжение таблицы 2.4.2
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
3	50	179	50	182	1	295,3 NU-12T-R85	ГОСТ 20692-2003	0,425	295,3	0,425	92,0	Бурение под кондуктор на участке набора зенитного угла
					2	ТО-240	ТУ 26-02-383-72	11,025	240,0	10,600	2530,0
					3	Обратный клапан КОБ	ОСТ 39-096-79	11,475	203,0	0,450	65,0
					4	Магнитный переводник	ТУ 36-2328-80	12,475	178,0	1,000	150,0
					5	ЛБТ 147х11	ГОСТ 23786-79	36,475	147,0	24,000	396,0
4	179	500	182	511	1	295,3 NU-12T-R85	ГОСТ 20692-2003	0,425	295,3	0,425	92,0	Бурение под кондуктор на участке стабилизации зенитного угла, шаблонировка (проработка) ствовола скважины перед спуском кондуктора
					2	Калибратор 8КС-295,3СТ	ОСТ 39-078-79	1,275	295,3	0,850	280,0
					3	3ТСШI-240 (2 секции)	ГОСТ 26673-90	16,761	240,0	15,486	3983,0
					4	УБТ	ТУ 14-3-835-79	48,761	203,0	32,00	6176,0
					5	УБТ	ТУ 14-3-835-79	60,761	178,0	12,0	1872,0
1.3. Бурение под эксплуатационную колонну D=146 мм (КНБК №№ 5ч9)
5	490	500	513	511	1	III 215,9 Т-ЦА**	ТУ 3664-874-05749180-98	0,425	295,3	0,425	40,0	Разбуривание це- ментного стака-на, ЦКОДМ, БКМ в кондук-торе
					2	УБТ	ТУ 14-3-835-79	25,425	178,0	25,0	3635,0
6	500	1200	511	1267	1	215,9 AUL-LS54X-R269	ГОСТ 20692-2003	0,345	215,9	0,345	36,4	Бурение под экс плуатационную колонну на учас тке стабилиза ции зенитного
					2	Калибратор 10КСИ-215,9	ОСТ 39-078-79	0,845	215,9	0,500	60,5
					3	Д2-195 (ДРУ-195, ДРУ-172)	ТУ 3664-098-05749197-99	6,720	195,0	5,875	890,0
					4	Клапан обратный КОБ 178хЗ-147	ОСТ 39-096-79	7,130	178,0	0,410	45,0

Продолжение таблицы 2.4.2
	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
					5	УБТ	ТУ 14-3-835-79	32,130	178,0	25,0	3635,0	угла
					6	ЛБТ 147х11	ГОСТ 23786-79	56,130	147,0	24,000	396,0
7	1200	1300	1267	1342	1	215,9AUL-LS54X-R269	ГОСТ 20692-2003	0,345	215,9	0,345	36,4	Бурение под экс плуатационную колонну на участ ке падения зенит ного угла, шабло нировка (прора ботка) скважи ны перед спус ком колонны
					2	Д2-195 (ДРУ-195, ДРУ-172)	ТУ 3664-098-05749197-99	6,220	195,0	5,875	890,0
					3	Клапан обратный КОБ 178хЗ-147	ОСТ 39-096-79	6,630	178,0	0,410	45,0
					4	УБТ	ТУ 14-3-835-79	31,630	178,0	25,0	3635,0

Продолжение таблицы 2.4.2
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
2.1 Бурение под направление D=324 мм (КНБК №10):
8	0	30	0	30	1	393,7 VU-K11TG-R227	ГОСТ 20692-2003	0,580	393,7	0,58	187,0	Бурение под направление
					2	УБТС.2	ТУ 14-3-835-79	13,13	229,0	12,00	3276,0
					3	УБТ	ТУ 14-3-835-79	25,13	178,0	12,00	1745,0
2.2 Бурение под кондуктор 245 мм (КНБК №№ 11ч13):
9	30	50	30	50	1	295,3 ETS11GCK	импортное	0,425	295,3	0,425	96,0	Разбуривание цем. в направлении, бурение вертикального участка под кондуктор
					2	Калибратор 8КС-295,3СТ	ОСТ 39-078-79	1,275	295,3	0,850	280,0
					3	5LZ244СЧ7.0LL	ТУ 3664-001-12033648-99	11,475	244,0	10,20	2520,0
					4	УБТ	ТУ 14-3-835-79	41,011	203,0	32,00	6176,0
10	50	179	50	182	1	295,3 ETS11GCK	импортное	0,425	295,3	0,425	96,0	Бурение под кондуктор на участке набора зенитного угла
					2	5LZ244СЧ7.0LL	ТУ 3664-001-12033648-99	10,625	244,0	10,20	2520
					3	Магнитный переводник	ТУ 36-2328-80	11,625	178,0	1,000	150
					4	ЛБТ 147х11	ГОСТ 23786-79	35,625	147,0	24,000	396
11	179	500	182	511	1	295,3 ETS11GCK	импортное	0,425	295,3	0,425	96	Бурение под кон дуктор на участ ке стабилизации зенитного угла, шаблонировка (проработка) перед спуском кондуктора
					2	Калибратор 8КС-295,3СТ	ОСТ 39-078-79	1,275	295,3	0,850	280
					3	5LZ244СЧ7.0LL	ТУ 3664-001- 12033648-99	11,475	244,0	10,20	2520
					4	УБТ	ТУ 14-3-835-79	43,475	203,0	32,00	6176
					5	УБТ	ТУ 14-3-835-79	55,475	178,0	12,0	1745

Продолжение таблицы 2.4.2
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
2.3 Бурение под эксплуатационную колонну D=146 мм (КНБК №№ 14; 15)
12	490	500	513	511	1	III 215,9 Т-ЦА**	ТУ 3664-874-05749180-98	0,425	295,3	0,425	40,0	Разбуривание цементного стакана, ЦКОДМ, БКМ в кондукторе
					2	УБТ	ТУ 14-3-835-79	25,425	178,0	25,0	3635
13	500	1200	511	1267	1	215,9 TD44ALK	импортное	0,345	215,9	0,345	44,0	Бурение под Эксплуатацион- ную колонну на участке стабилизации зенитного угла
					2	Калибратор 10КСИ-215,9 СТК (КЛС-212ч214 мм)	ОСТ 39-078-79	0,845	215,9	0,500	60,5
					3	5LZ172DЧ7.0LL	ТУ 3664-001-12033648-99	9,499	172,0	8,654	1099
					4	УБТ	ТУ 14-3-835-79	34,499	178,0	25,0	3635
					5	ЛБТ 147х11	ГОСТ 23786-79	114,45	147,0	24,000	396,0
14	1200	1300	1267	1342	1	215,9 TD61ALK (215,9 HP62 ALK)	импортное	0,345	215,9	0,345	44,0	Бурение под экс плуатационную колонну на участ ке падения зенит ного угла, шабло нировка (прора ботка) скважи ны перед спус ком колонны
					2	5LZ172DЧ7.0LL	ТУ 3664-001-12033648-99	8,999	172,0	8,654	1099,0
					3	Клапан обратный КОБ 178хЗ-147	ОСТ 39-096-79	9,409	178,0	0,410	45,0
					4	УБТ	ТУ 14-3-835-79	34,409	178,0	25,0	3635,0

Таблица 2.4.3 Потребное количество долот и элементов КНБК

Типоразмер, шифр или краткое название элемента KHБK	Вид технологической операции (бурение, отбор керна, расширка, проработка)	Интервал работы, м	Норма расхода	Потребное количество на интервал, шт.
		по вертикали	по стволу	единица измерения	величина
		от (верх)	до (низ)	от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5	6	7	8	9
393,7 VU-K11TG-R227	бурение	0	30	0	30	м	150,0	0,20
295,3 NU-12T-R85	бурение	30	50	30	50	м	250,0	0,08
295,3 NU-12T-R85	бурение	50	179	50	182	м	125,0	1,06
295,3 NU-12T-R85	бурение	179	500	182	511	м	250,0	1,36
Калибратор 8КС-295,3СТ	бурение	30	50	30	50	м	600,0	0,03
Калибратор 8КС-295,3СТ	бурение	179	500	182	511	м	600,0	0,57
295,3 NU-12T-R85	шаблонировка (проработ ка) перед спуском кондук тора, проработка перед ГИС	30	500	30	511	шт	1,0	1,0
III 215,9 Т-ЦА	разбуривание цементного стакана, ЦКОДМ, БКМ кондуктора	490	500	513	511	шт	1,0	1,0
215,9AUL-LS54X-R269	бурение	500	800	511	842	м	270,0	1,18
215,9AUL-LS54X-R269	бурение	800	1300	842	1342	м	200,0	2,65
БИТ-215,9/100 С2	отбор керна в 1/10 скважине	1230	1270	1298	1340	м	90,0	0,047
Калибратор 10КСИ-215,9СТК (КЛС-215,9)*	бурение	500	1200	511	1267	м	500,0	1,49

Продолжение таблицы 2.4.3
1	2	3	4	5	6	7	8	9
215,9AUL-LS54X-R269	шаблонировка (проработ- ка) эксплуатационной ко-лонны, проработка перед ГИС	500	1300	511	1342	шт	1,0	1,0
124,0AUP-LS11TG-R479	подбуривание цементного стакана в экспл. колонне (при необходимости)	-	1290	-	1362	шт	1,00	1,00
Рортная технология (справочно):
393,7 VU-K11TG-R227	бурение	0	30	0	30	м	150,0	0,20
295,3 ETS11GSK	бурение	30	50	30	50	м	800,0	0,03
295,3 ETS11GSK	бурение	50	179	50	182	м	400,0	0,33
295,3 ETS11GSK	бурение	179	500	182	511	м	800,0	0,43
Калибратор 8КС-295,3СТ	бурение	30	50	30	50	м	600,0	0,03
Калибратор 8КС-295,3СТ	бурение	179	500	182	511	м	600,0	0,57
295,3 ETS11GSK	шаблонировка (проработ ка) перед спуском кондук тора, проработка перед ГИС	30	500	30	511	шт	1,00	1,00
III 215,9 Т-ЦА	разбуривание цементного стакана, ЦКОДМ, БКМ кондуктора	490	500	513	511	шт	1,0	1,0
215,9 TD44ALK	бурение	500	1200	511	1267	м	600,0	1,24
215,9 TD61ALK (215,9 НР62ALK)	бурение	1200	1300	1267	1342	м	600,0	0,18
Калибратор 10КСИ-215,9СТК (КЛС-212ч214)	бурение	500	1200	511	1267	м	500,0	1,49

Окончание таблицы 2.4.3
1	2	3	4	5	6	7	8	9
БИТ-215,9/100 С2	отбор керна в 1/10 скважине	1230	1270	1298	1340	м	90,0	0,047
215,9 TD61ALK (215,9 НР62ALK	шаблонировка (проработка) эксплуатационной колонны, проработка перед ГИС	500	1300	511	1342	шт	1,00	1,00
124,0AUP-LS11TG-R479	подбуривание цементного стакана в экспл. колонне (при необходимости)	-	1290	-	1362	шт	1,00	1,00

Таблица 2.4.4 Суммарное количество и вес долот и элементов КНБК

Название обсадной колонны	Типоразмер, шифр или краткое название элемента KHБK	Масса единица, кг	Вид технологической операции	Суммарная величина
				количество (штук) элементов KHБK	масса по типоразмеру или шифру, т
				по виду операции	по типоразмеру или шифру
1	2	3	4	5	6	7
Направление	393,7 VU-K11TG-R227	187,0	бурение	0,20	0,20	0,037
Кондуктор	295,3 NU-12T-R85	92,0	бурение	2,50	2,50	0,23
	295,3 NU-12T-R85	92,0	шаблонировка (проработка)	1,0	1,0	0,082
	Калибратор 8КС-295,3СТ	280,0	бурение	0,60	0,60	0,17
Эксплуатационная	III 215,9 Т-ЦА	36,4	разбуривание цемен тного стакана в кондукторе	1,0	1,0	0,040
	215,9AUL-LS54X-R269	36,4	бурение	3,83	3,83	0,14

Окончание таблицы 2.4.4
1	2	3	4	5	6	7
	215,9AUL-LS54X-R269	36,4	шаблонировка (проработка)	1,0	1,0	0,036
	Калибратор 10КСИ-215,9СТК (КЛС-212ч214)	60,5	бурение	1,49	1,49	0,09
	БИТ-215,9/100 С2	21,0	отбор керна в 1/10 скважине	0,047	0,047	0,001
	124,0AUP-LS11TG-R479	10,5	подбуривание цементного стакана в экспл. колонне (при необходимости)	1,00	1,00	0,011

Таблица 2.4.5 Конструкция бурильных колонн

Вид техноло-гической операции	Интервал по стволу, м	Номер секции бурильной колонны (снизу вверх) без KHБK	Интервал установки секции (снизу вверх)	Дли на сек ции, м	Масса, т	Коэффициент Запаса прочности трубы на
		характеристика бурильной трубы
	от	до		тип (шифр)	наруж ный диаметр, мм	марка (группа) прочнос ти мате- риала	толщина стен ки, мм 8	Тип замкового соединения	от (верх)	до (низ)		секции	нарас-таю щая	статичес- кую проч ность	выносли во-сть (для ро-тор-ного бурения)	спуск колонн в кли-новом захвате (С=0,9)
Отечественная и импортная технология:
Бурение под нап-равление	0	30	1	УБТС.2	229	Д	69,50	З-171	18,0	30,0	12,0	3,276	3,276	-	-	-
			2	УБТ	178	Д	44,00	З-147	6,0	18,0	12,0	1,745	5,021	-	-	-
			3	ТВКП-140	-	-	-	З-147	0	6,0	16,0	1,810	6,831
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17
Бурение под кон-дуктор	30	50	1	УБТ	203	Д	61,50	З-161	18,0	50,0	32,0	6,176	6,176
			2	ПК	114	Д	8,60	ЗП-122	16,0	18,0	2,0	0,055	6,231	>1,4	-	>1,15
			3	ТВКП-140	-	-	-	З-147	0	16,0	16,0	1,810	8,041
	50	182	1	ЛБТ	147	Д-16	11,00	ЗЛ-147	158,0	182,0	24,0	0,396	0,396	>1,4	-	>1,15
			2	ПК	114	Д	8,60	ЗП-122	16,0	158,0	142	3,887	4,283	>1,4	-	>1,15
			3	ТВКП-140	-	-	-	З-147	0	16,0	16,0	1,810	6,093
	182	511	1	УБТ	203	Д	61,50	З-147	491,0	511,0	32,0	6,176	6,176
			2	УБТ	178	Д	44,00	З-147	479,0	491,0	12,0	1,745	7,921
			3	ПК	114	Д	8,60	ЗП-122	16,0	479,0	463,	12,672	20,593	4,21	-	3,24
Бурение под эксп-луатацион ную ко-лонну	511	1267	1	УБТ	178	Д	44,00	З-147	1242	1267	25,0	3,635	3,635
			2	ЛБТ	147	Д-16	11,00	З-147	1218	1242	24,0	0,396	4,031	>1,4	-	>1,15
			3	ПК	114	Д	8,60	ЗП-122	16,0	1218	1202	32,899	36,93	2,74	-	2,11
			4	ТВКП-140	-	-	-	ЗП-147	0	16,0	16,0	1,810	38,74
	1267	1342	1	УБТ	178	Д	44,00	З-147	1347	1342	25,0	3,635	3,635
			2	ПК	114	Д	8,60	ЗП-122	16,0	1347	1331	36,43	40,07	2,53	-	1,95
			3	ТВКП-140	-	-	-	З-147	0	16,0	16,0	1,810	41,88



Tаблица 2.4.6 Соотношение и вес применяемых бурильных труб по интервалам бурения

Название обсадной колонны	Интервал по стволу, м	Вид применяемых труб (УБT, АБT, CБT)	Длина в интервале, м	Масса труб, т
				теорети ческая	с учетом 4% на плюсовой допуск	с запасом на завоз 5%
	от (верх)	до (низ)	тип (шифр)	наружный диаметр, мм
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Отечественная и импортная технология:
Направление	18,0	30,0	УБТС.2	229	12,0	3,276	3,407	0,17
	6,0	18,0	УБТ	178	12,0	1,745	1,815	0,09
	0	6,0	ТВКП-140	-	16,0	1,810	-	-

Продолжение таблицы 2.4.6
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Кондуктор	18,0	50,0	УБТ	203	32,0	6,176	6,423	0,321
	16,0	18,0	ПК	114	2,0	0,055	0,057	0,003
	0	16,0	ТВКП-140	-	16,0	1,810	-	-
	158,0	182,0	ЛБТ	147	24,0	0,396	0,412	0,021
	16,0	158,0	ПК	114	142	3,887	4,042	4,245
	0	16,0	ТВКП-140	-	16,0	1,810	-	-
	491,0	511,0	УБТ	203	32,0	6,176	6,42	0,321
	479,0	491,0	УБТ	178	12,0	1,745	1,815	0,073
	16,0	479,0	ПК	114	463,	12,672	13,178	0,659
	0	16,0	ТВКП-140	-	16,0	1,810	-	-
Эксплуатационная	1242	1267	УБТ	178	25,0	3,635	3,780	0,189
	1218	1242	ЛБТ	147	24,0	0,396	0,412	0,021
	16,0	1218	ПК	114	1202	32,899	34,21	1,71
	0	16,0	ТВКП-140	-	16,0	1,810	-	-
	1347	1342	УБТ	178	25,0	3,635	3,780	0,189
	16,0	1347	ПК	114	1331	36,43	37,887	1,894
	0	16,0	ТВКП-140	-	16,0	1,810	-	-

2.4.5 Гидравлическая программа промывки скважины

Таблица 2.4.7Режим работы буровых насосов

Интервал по стволу, м	Вид технологической операции (бурение, проработка, отбор керна и т.д.)	Удельный расход, л/с/см2	Удель ная гидрав лическая мощ ность, квт/см2	Ско рость струи из насадок долота, м/с	Ско рость восхо дящего потока, м/с	Tип буровых насосов	Режим работы буровых насосов
							количество насо сов, шт.	диаметр цилинд ровых втулок, мм	допустимое давление, кгс/ см2	коэффициент наполнения	число двой ных ходов в ми нуту	произ води тель ность, л/с
от	до
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
0	30	Бурение	0,031	0,22	89,0	0,35	УНБ-600	1	180	125	0,90	65	37,8
30	511	Бурение, шаблонировка (проработка)	0,055	0,63	67,0	0,65	УНБ-600	1	180	125	0,90	65	37,8
511	1342	Бурение, шаблонировка (проработка)	0,089	1,18	57,0	1,23	УНБ-600		170	145	0,90	65	32,4
1298	1340	Отбор керна	0,068	0,62	19,0	0,94	УНБ-600	1	150	190	0,90	65	24,8

Таблица 2.4.8 Распределение потерь давлений в циркуляционной системе буровой

Интервал по стволу, м	Произво дитель ность насосов, л/с	Давление на стояке, кгс/см2	Количество насадок в долоте, шт.	Диаметр насадок, мм	Потери давлений (кгс/см2) для конца интервала в
					элементах KHБK	буриль ной колонне	кольце вом пространстве	обвязке буровой установ-ки
от	до		в начале интервала	в конце интер вала			долоте (насад ках)	забойном двигателе	УБT
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
30	511	37,8	106,81	113,53	3	15	37,17	50,80	3,29	16,16	0,47	5,64
511	1342	32,4	119,21	133,50	3	15	26,24	65,10	0,91	32,45	4,23	4,03
1298	1340	24,8	92,35	91,79	8	14	2,91	65,10	0,50	18,36	2,62	2,38
(отбор керна)

Рис. 2.4.4.1. Совмещенный график давлений при строительстве эксплуатационных скважин на Киенгопском месторождении

2.5 Крепление скважины

Направление (диаметр - 324 мм, глубина спуска 30 м), цементируется до устья.

Комплектуется из обсадных труб с резьбовыми соединениями НОРМКБ.

Смазка резьбовых соединений - Р-402, либо другая специальная, в соответствии с «Инструкции...» [18].

Низ колонны оборудуется башмаком типа БКМ.

Центраторы ЦЦ-1 на нижней и второй сверху трубах.

Цементный раствор плотностью 1,83 г/см³ из цемента типа ПЦТ-I-50 ГОСТ 1581-96 (либо ПЦТII-50) затворяется на 8 % водном растворе хлористого кальция. Водоцементное отношение - 0,50. Объем тампонажного раствора с учетом возможных частичных поглощений в проектных расчетах увеличен - К=1,15.

Объем буферной жидкости (вода) - 3 м³.

В качестве продавочной жидкости используется буровой раствор, либо техническая вода.

Кондуктор (диаметр - 245 мм), проектная глубина спуска 500 м - по вертикали (511 м - по стволу), цементируется до устья.

Комплектуется из труб с резьбовыми соединениями БТС.

Перед спуском кондуктора скважина шаблонируется спуском бурильного инструмента с КНБК № 4;13, а при необходимости прорабатывается. Промывка на забое - до выравнивания свойств бурового раствора с доведением его параметров до проектных значений «Правил...» [3].

Низ кондуктора оборудуется башмаком типа БКМ.

Обратный клапан - типа ЦКОДМ.

Центраторы типа ЦЦ-4 устанавливаются на двух нижних и второй сверху трубах, а также в зонах залегания пластов, насыщенных пресными водами (из расчета 1 шт. на 50 м).

На глубине 25-30 м в интервале башмака направления устанавливается экранирующее устройство УЭЦС-245 конструкции ВНИИБТ, предназначенное для создания седиментационно-уплотненной цементной перемычки и ограничения седиментационных процессов в тампонажном растворе, заполняющем заколонное пространство скважины, а также для удержания столба цементного раствора.

Смазка резьбовых соединений - Р-402, либо другая специальная, в соответствии с табл. «Инструкции...» [18].

Скорость спуска кондуктора - не более 0,5 м/с.

Продолжительность промывки на забое - до выравнивания свойств бурового раствора с доведением его параметров до проектных значений «Правил...» [3].

Объем буферной жидкости (вода) - 6 м³.

В интервале 500-350 м - по вертикали (511-364 м - по стволу) размещается цементный раствор нормальной плотности (1,83 г/см³) из цемента ПЦТ I-50 ГОСТ 1581-96 (либо ПЦТ II-50). Водоцементное отношение - 0,50. Последние 3 т цемента затворяются на 8 % водном растворе хлористого кальция. При отсутствии цемента ПЦТ-I-50 использовать цементы марок ПЦТН-50, либо «Аркцемент».

В интервале 350-0 м - по вертикали (364-0 м - по стволу) размещается облегченный тампонажный раствор плотностью - 1,42 г/см³ из цемента марки ПЦТ III-Об4-50 ГОСТ 1581-96, расчетное водоцементное отношение - 0,55-0,60. Приготовление облегченной тампонажной смеси в промысловых условиях требует, чтобы показатели тампонажного раствора и сформированного из него камня соответствовали требованиям ГОСТ 1581-96 на ПЦТ III-Об 4-50.

Рецептура тампонажных растворов в любом случае уточняется в лаборатории для конкретных партий материалов и химреагентов.

Для обеспечения седиментационной устойчивости облегченного тампонажного раствора и повышения прочности рекомендуется вводить добавку комплексного компаунда КРК-25 - 1-3 % (масс).

При цементировании используется осреднительная емкость и станция контроля цементирования.

Продавочная жидкость - буровой раствор, либо техническая вода.

Перед цементированием кондуктора необходимо учитывать возможные зоны поглощения бурового раствора, предусмотрев мероприятия по их ликвидации, связанные с применением буровых растворов с мелкодисперсными наполнителями; использованием гидроакустического излучателя типа ГИ-280 конструкции ОАО «Азимут» (г. Уфа) и проведением при необходимости изоляционных работ в высокопроницаемых интервалах нетвердеющими составами на полимер-глинистой основе или установкой цементных мостов.

Объем тампонажного раствора с учетом возможных частичных поглощений следует увеличивать в 1,3 раза.

Эксплуатационная колонна (диаметр - 146 мм), глубина спуска - 1300 м - по вертикали (1342 м - по стволу), цементируется до уровня на 150 м выше башмака кондуктора по вертикали.

Колонна комплектуется из обсадных труб с резьбовыми соединениями БТС.

Смазка резьбовых соединений - Р-402, либо другая специальная, в соответствии с «Инструкции...» [18].

Низ колонны оборудуется башмаком типа БКМ.

Обратный клапан - типа ЦКОДМ.

Центраторы типа ЦЦ-2 устанавливаются через 10 м в интервалах всех продуктивных объектов, включая участки минимум на 20 м ниже подошвы объекта и 20 м выше кровли объекта. Турбулизаторы типа ЦТ устанавливаются в продуктивной зоне через 5 м и по одному выше кровли и ниже подошвы продуктивных пластов.

Кроме того, два центратора типа ЦЦ-2 (через 10 м) устанавливаются непосредственно выше башмака кондуктора; один - на второй сверху трубе.

Другими элементами технологической оснастки колонна оборудуется в зависимости от особенностей геологического строения продуктивной части разреза в конкретной скважине.

В случае, если на расстоянии 2-8 м от продуктивного горизонта располагается газоводоносный горизонт - в перемычке, разделяющей их, устанавливается заколонный пакер типа ПГПМ (ТУ 3665-0011-44880724-2003). Если перемычка менее 2 м или отсутствует, следует использовать пакер типа ПЗТР. При установке пакеров новых конструкций необходимо учитывать рекомендации (инструкции) разработчиков пакеров. Рекомендуем в плане освоения новой прогрессивной разработки испытать заколонный пакер ПВ-5 конструкции ОАО «ВНИПИвзрывгеофизика» г. Раменское, работающий в следующем порядке:

«С помощью приборов ГК и локатора муфт колонну труб подвешивают таким образом, чтобы пакер ПВ-5 был установлен в кровле или подошве продуктивного пласта. Затем обычным способом проводят цементирование. В период, пока цементный раствор находится в жидкой фазе, в скважину на кабеле спускают катушку переменного тока (индуктор) с локатором и термометром. Определив по локатору фактическое положение пакера, катушку индуктора включают в сеть переменного тока и пропускают ее мимо пакера. Ток, возникающий во вторичной катушке, которая размещена в пакере, вызывает воспламенение порохового заряда. Под давлением пороховых газов смещается гильза пакера, сжимающая уплотнительные манжеты, которые увеличиваясь в диаметре, перекрывают кольцевой зазор между пакером и стенками скважины.

При сгорании порохового заряда корпус пакера разогревается, что позволяет зафиксировать момент срабатывания пакера скважинным термометром».

При необходимости, с целью сохранения проницаемости продуктивной части пласта в процессе цементирования от вредного влияния цементного раствора, рекомендуется в составе эксплуатационной колонны устанавливать модульный инструмент селективного заканчивания скважины (ИЗС) или другие типы устройств для селективной изоляции продуктивного пласта.

При использовании технологической оснастки зарубежных фирм, требуется разрешение служб Ростехнадзора.

Замена обсадных труб по типам резьбовых соединений, в том числе и на импортные, производится в соответствии с требованиями инструкции [18] и рекомендаций с обязательным перерасчетом обсадной колонны на равнопрочность.

После окончания бурения производится подготовка ствола скважины к спуску и цементированию эксплуатационной колонны, включающая изоляцию проявляюще-поглощающих пластов и оценку остаточной поглощающей способности пробным давлением.

Пробное давление при опрессовке интервала ствола, должно соответствовать ожидаемому избыточному давлению цементного раствора на пласт в конце продавки.

Ствол скважины считается подготовленным к цементированию, когда остаточный коэффициент приемистости , м³/ч • МПа ? 1.

Опрессовка ствола скважины производится по схеме снизу-вверх с помощью гидромеханического пакера с учетом данных геофизических исследований.

Изоляция зон проявления-поглощения производится согласно «Инструкции по борьбе с поглощениями при бурении и креплении скважин».

Если после изоляционных работ коэффициент приемистости не удается снизить до 1 м³/ч • МПа в зоне изолируемого пласта, необходимо применять метод двухступенчатого цементирования с использованием пакера ПДМ или муфт ступенчатого цементирования, что обеспечивает снижение давления столба цементного раствора на поглощающий горизонт. При катастрофических поглощениях рекомендуется использовать оборудование для локального крепления стенок скважин (ОЛКС) секциями профильных экспандируемых обсадных колонн без цементирования с сохранением номинального диаметра скважины - разработка ТатНИПИнефть.

Перед спуском эксплуатационной колонны скважина шаблонируется спуском бурильного инструмента с КНБК № 6; 15, а при наличии осложнений - прорабатывается.

Скорость спуска эксплуатационной колонны до кровли верхнего продуктивного пласта - не более 1,0 м/с, ниже - до забоя - 0,5 м/с.

Промывки производятся на глубинах: 900, 1230 м и на забое. Продолжительность промывок - до выравнивания параметров бурового раствора с доведением их до проектных значений «Правил...» [3].

Цементирование эксплуатационной колонны производится в одну ступень.

Перед тампонажным раствором закачивается буферная жидкость типа БП-100 (ТУ 2148-215-00147001-2000) в объеме - 6 м³. Буферная жидкость готовится путем смешения БП-100 и воды в массовом соотношении 1:3. Исходная водоотдача буферной жидкости после перемешивания в течение 1 часа не превышает 15 см³/30 мин. по прибору ВМ-6 при вязкости по СПВ-5 - 20-25 сек.

В качестве резервных вариантов использовать другие рецептуры буферных жидкостей типа РТС (комбинированная буферная жидкость с тампонирующими свойствами), а также буферных систем на основе высокомолекулярных соединений.

В интервал 1300-900 м - по вертикали (1342-948 м - по стволу) закачивается тампонажный раствор нормальной плотности (1,83 г/см³) из цемента типа ПЦТ I-G-CC-1 ГОСТ 1581-96. Водоцементное отношение - 0,44-0,50.

С целью снижения водоотдачи и обеспечения седиментационной устойчивости цементного раствора используются реагенты - сульфоцел С (0,3 %) и пластификатор С-3 (0,4 %) от массы цемента.

В качестве таковых могут также использоваться полисахариды (ОЭЦ, КМЦ и др.), акриловые полимеры (ПАА и др.), полиэтиленоксид, поливиниловый спирт и др.

Последние 3 т цемента затворяются на 8,0 % водном растворе СаСl₂.

Для повышения качества разобщения пластов следует применять расширяющийся тампонажный материал (РТМ) ТУ 39-011-28825305-03, состоящий из смеси портландцемента ПЦТ I-G-CC-1 - 70 % и расширяющей добавки DP-100 - 30 % с допустимыми плотностями тампонажных растворов, обеспечивающих их подъем без поглощений и гидроразрыва пород.

Рецептура тампонажных растворов в любом случае подбирается в лаборатории для конкретных партий материалов и химреагентов.

В интервал 900-350 м - по вертикали (948-364 м - по стволу) закачивается облегченный тампонажный раствор плотности 1,42 г/см³ из цемента типа ПЦТ III-Об 4-50 ГОСТ 1581-96, расчетное водоцементное отношение 0,55-0,60.

Объем тампонажного раствора с учетом возможных частичных поглощений в проектных расчетах увеличивается - К=1,15.

Приготовление облегченной тампонажной смеси в промысловых условиях требует чтобы показатели тампонажного раствора и сформированного из него камня должны соответствовать требованиям на ПЦТ III-Об4-50.

В том числе допускается приготовление и использование облегченных тампонажных растворов с низкой фильтроотдачей, представляющих собой суспензию портландцемента ПЦТ II-50 в воде, в которой растворено высокомолекулярное соединение и ускоритель схватывания, также ООО НПП «Бентонит Урала» осуществляет поставку облегченного цемента с алюмосиликатными полыми микросферами (АСПМ) по ТУ 5734-034-00158758-2000.

В ОАО НПО «Бурение» разработаны комплексные реагенты компаунды, например, КРК-25 для применения в скважинах с забойными температурами 20-30° С.

Реагенты изготовляются в соответствии с ТУ 2231-233-00147001-2001.

Дозировка реагента КРК-25 к облегченным тампонажным растворам 1-3 % (масс), к нормальным тампонажным растворам - 0,2-1,0 % (масс).

Применение реагента, как альтернативного проектного варианта, обеспечивает седиментационную устойчивость (стабильность растворов, повышенную прочность цементного камня).

При цементировании используется осреднительная емкость.

Продавочная жидкость - буровой раствор, либо техническая вода.

Контроль процесса цементирования кондуктора и эксплуатационной колонны осуществляется с использованием станции контроля цементирования. Плотность приготавливаемого раствора контролируется по каждой цементосмесительной машине и осреднительной емкости не реже, чем через каждые три минуты. Кроме того, за приготовлением цементного раствора и за характером циркуляции (выходом бурового раствора на устье) производится непрерывное наблюдение.

Для контроля качества тампонажного материала, доставляемого на буровую, рекомендуется измеритель активности цемента ИАЦ-04 (03), выпускаемый ООО «Востокнефтемаш» г. Уфа. С помощью прибора можно экспресс-методом (за одну минуту) определить:

- активность (марку) портландцемента;

- его прогнозируемую прочность на изгиб и сжатие в зависимости от водоцементного отношения.

2.5.1 Спуск обсадных колонн

После расчета колонны на равнопрочность (выбора секций обсадной колонны по толщинам стенок и маркам стали) производится проверка возможности спуска обсадной колонны с использованием соответствующего типа клинового захвата, которым оснащается ротор бурового станка.

Значение осевой растягивающей нагрузки, при которой напряжение в теле трубы, закрепленной в клиновом захвате, доходит до предела текучести, определяют по формуле (2.48) инструкции [18]:

где: F - площадь сечения трубы, мм² (м²);

_т - предел текучести материала трубы, кгс/мм² (МПа);

dср - средний диаметр трубы, мм;

? - длина плашек клина, мм;

- угол уклона клина ( = 9^о2715 (уклон 1:6), град.;

- коэффициент трения на поверхности сопряжения клина с корпусом клиново-го захвата, (=0,2);

С - коэффициент охвата трубы плашками (0,7 С 1,0),

С определяется в зависимости от типа клинового захвата: С = m/2;

- для ПКР-47, ПКР-Ш8 - С=0,7; - для ПКР-560 - С=0,9;

- угол охвата трубы плашками одного клина ( 60^о);

m - число клиньев.

После определения значений Рк, для каждой секции обсадной колонны (по толщине стенки и марки стали) проверяется коэффициент запаса прочности на спуск в клиновом захвате с учетом всей нарастающей массы колонны.

Вес колонны Q, спущенной в скважину, не должен превышать допустимого Q [Р], где [Р] = Рк/₄, ₄ - коэффициент запаса прочности, равный 1,3. Если вес колонны окажется более допустимого Q > [Р] (то есть при ₄ < 1,3) необходимо далее производить спуск колонны на элеваторах, в противном случае надо увеличить толщину стенки или выбрать более прочную марку стали секции обсадных труб и провести повторный пересчет всей колонны на равнопрочность.

Таблица 2.5.1.1 Исходные данные для расчета кондуктора D = 245 мм

№ п/п	Наименование	Размер- ность	Условные обозначения	Численное значение
1	2	3	4	5
1	Расстояние от устья скважины	м
	- до башмака колонны		Lо	500
	- до уровня цементного раствора		h	0
	- до пласта, в котором возможны нефте-		?	1225
	газопроявления
	- до рассчитываемого сечения		Z	0-500
2	Плотность:	г/см3
	- испытательной жидкости		ж	1,16
	- цементного раствора за колонной		ц	1,83
	- облегченного цементного раствора за колонной		о..ц	1,42
	- гидростатического столба жидкости		г.ст.	1,10
	для расчета минимального наружного давления
	- относительная плотность газа по воздуху			1,05
	- смеси жидкостей в процессе проявления		в	0,6ж
3	Длина участка цементного раствора по вертикали	м	?ц	150
4	Длина участка облегченного цементного раствора по вертикали	м	?оц	350
5	Давление:	кгс/см2
	- наружное на глубине Z		Рнz	расчетн.
	- внутреннее на глубине Z		Рвz	расчетн.
	- наружное избыточное на глубине Z		Рниz	расчетн.
	- внутреннее избыточное на глубине Z		Рвиz	расчетн.
	- пластовое давление на кровле продук-		Рпле	124
	тивного пласта
Окончание таблицы 2.5.1.1
1	2	3	4	5
6	Типоразмеры обсадных труб:
	- наружный диаметр	мм	Дн	245
	- тип резьбы	-	-	БТС
7	Коэффициенты запаса прочности:
	- на наружное избыточное давление		1	1,125
	- на внутреннее избыточное давление		2	1,15
	- на растяжение:
	- для резьбового соединения		3	1,75
	- по телу трубы		4	1,25

Таблица 2.5.1.2 Исходные данные для расчета эксплуатационной колонны D = 146 мм

№ п/п	Наименование	Размер- ность	Условные обозначения	Численное значение
1	2	3	4	5
1	Расстояние от устья скважины по вертикали	м
	- до башмака колонны		L	1300
	- до башмака предыдущей колонны		Lо	500
	- до уровня цементного раствора		h	350
	- до уровня жидкости в колонне		H1	950
	испытании
	- до уровня жидкости в колонне при возможном переводе скважины в		Н	1230
	эксплуатацию (ЭЦН)
	- до кровли продуктивного пласта		?	1270
	- до рассчитываемого сечения		Z	0-1300
2	Плотность:	г/см3
	- испытательной жидкости		ж	1,00
	- бурового раствора за колонной		р	1,14
	- цементного раствора за колонной		ц	1,83
	- облегченного цементного раствора		о.ц.	1,42
	за колонной
	- жидкости в колонне		в	0,877
	- гидростатического давления столба жидкости для расчета минимального наружного давления		ст.	1,10
Окончание таблицы 2.5.1.2
1	2	3	4	5
3	Длина участка цементного раствора по вертикали	м	?ц	400
4	Длина участка облегченного раствора по вертикали	м	?о.ц.	550
5	Давление	кгс/см2
	- наружное на глубине Z		Рнz	расчетн.
	- внутреннее на глубине Z		Рвz	расчетн.
	- наружное избыточное на глубине Z		Рниz	расчетн.
	- внутреннее избыточное на глубине Z		Рвиz	расчетн.
	- пластовое давление на кровле продук-		Рпл	125
	тивного пласта
	- минимальное избыточное внутреннее		Ропmin	125
	давление для данного диаметра колон- ны
	- давление опрессовки колонны на устье		Ропу	расчетн.
6	Типоразмеры обсадных труб:
	- наружный диаметр	мм	Дн	146
	- тип резьбы	-	-	БТС
7	Коэффициенты запаса прочности:
	- на наружное избыточное давление		1	1,125-1,25
	- на внутреннее избыточное давление		?2	1,15
	- на растяжение:
	- для резьбового соединения		?3	1,75
	- по телу трубы		?4	1,25

Таблица 2.5.2 Способы расчета избыточных давлений и распределение их по длине колонн

№ колон-		Способы расчета избыточных	Опрессовочный агент	Распределение избыточных
ны в	Название	давлений	тип, шифр,	плот-	давлений по длине колонн
порядке	Колонны	наружное	внутреннее	краткое	ность,	глубина,	наружное,	внутреннее,
спуска				название	г/см3	м	кгс/см2	кгс/см2
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	Кондуктор	По столбам цементных раст-воров с учетом разгрузки при возможном нефтегазопрояв-лении и замещении бурового раствора флюидом (газожид-костной смесью) (см.эпюры - рис. 2.3.5.1)	При опрессовке в один прием без пакера	буровой раствор	1,16	0 500	0 30	90 93
2	Эксплуатацион-ная	По столбу бурового раствора с плотностью 1,14 г/см3 и максимальном опорожнении колонны при эксплуатации (Н=1230 м)	При опрессовке в один прием без пакера	техническая вода	1,00	0 1230 1300	0 137 139	125/135 113/123 112/122

Таблица 2.5.3 Параметры обсадных колонн

Ус-

Номер

Коэффициент запаса

Ве-

Масса труб, т

лов-

равно-

Интервал установки, м

Марка

Тол-

Дли-

Масса

Нарас-

прочности на

ли-

с

Название

ный

проч-

(груп-

щина

на

сек-

таю-

избыточное

спуск

чина

уче-

за-

колонны,

на-

ной

па

стен-

сек-

ций,

щая

давление

рас-

колонны

натя-

том

пас

тип

руж-

секции

по вертикали

по стволу

проч-

ки,

ций

т

масса,

тя-

в клино-

же-

на

на

резьбы

ный

труб

ности

мм

по

т

на-

внут-

же-

вом

ния

плю-

за-

диа-

части

стали)

ство-

руж-

рен-

ние

захвате

ко-

совой

воз

метр

колонны

от

до

от

до

лу,

ное

нее

лон-

до-

2%

колон-

(снизу

(низ)

(верх)

(низ)

(верх)

м

ны,

пуск

ны, мм

вверх)

тс

5%

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

Направ-ление (НОРМКБ)

324

1

30

0

30

0

Д

9,5

30

2,23

2,23

-

-

-

-

-

2,34

0,05

Кондуктор (БТС)

245

1

500

0

511

0

Дс

7,9

511

24,84

24,84

3,63

2,50

12,5/ 8,96

5,84

-

26,08

0,52

Эксплуатацион-ная (БТС)

146

1

1300

0

1342

0

Дс

7,0

1342

33,61

33,61

1,91

2,76/2,56

4,81/ 3,43

2,53

9,21

34,95

0,70

Подготовка к спуску и спуск обсадных колонн



Таблица 2.5.4 Технологическая оснастка обсадных колонн

Номер		Элементы технологической оснастки части колонны
колон-		номер	наименование,	ГОСТ, ОСТ, МРТУ,	техническая характеристика	коли-
ны в	Название колонны	в по-	шифр,	ТУ и т.п. на	диаметр, мм	длина	масса,	чест-
поряд-		рядке	типоразмер	изготовление	наруж-	внут-	(высо-	кг	во,
ке		спуска			ный	рен-	та),		шт
спуска						ний	мм
1	Направление	1	Башмак БКМ-324	ОСТ 39-011-87	351	160	390	85,0	1
		2	Центратор ЦЦ-324/394-1	ТУ 39-01-08-283-77	445	329	660	26,0	2
2	Кондуктор	1	Башмак БКМ-245 (БТС)	ОСТ 39-011-87	270	120	378	53,0	1
		2	Центратор ЦЦ-4-245/295	ТУ 39-1442-89	370	249	640	14,2	10
		3	Обратный клапан ЦКОДМ-245 (БТС)	ТУ 39-1443-89	270	76	400	64,0	1
		4	Пробка продавочная ПВЦ-245	ТУ 39-1259-88	236	-	315	8,0	1
		5	Устройство экрани-рующее для цемен-	ТУ 3663-006-44888725- -2003	-	-	-	-	1
			тирования УЭСЦ-245
3	Эксплуатационная	1	Башмак БКМ-146 (БТС)	ОСТ 39-011-87	166	70	298	17,0	1
		2	Центратор ЦЦ-2-146/216	ТУ 39-1442-89	270	148	600	8,4	14
Окончание таблицы 2.5.4
		3	Центратор турбулизатор ЦТ 146/212-216	ТУ 39-01-08-284-77	210	148	120	3,5	12
		4	Обратный клапан ЦКОДМ-146 (БТС)	ТУ 39-1443-89	166	76	395	21,0	1
		5	Продавочная пробка ПВЦ-146	ТУ 39-1259-88	141	-	205	3,0	1
		6	Заколонный пакер ПЗТР-146 (БТС)	ОАО “Тяжпрессмаш”	190	124	5035	315,0	1

Таблица 2.5.5 Режим спуска обсадных труб

Номер		Смазка резьбовых соединений	Момент	Допустимая
колонны	Название колонны	шифр или	ГОСТ, ОСТ, МРТУ, ТУ	масса, кг	свинчивания	скорость
в порядке		наименование	и т.п. на изготовление		обсадных	спуска труб, м/с
спуска					труб, кгм
1	2	3	4	5	6	7
1	Направление	Р-402	ТУ 301-04-020-92	0,67	2160-3080	1,0
2	Кондуктор	Р-402	ТУ 301-04-020-92	7,95	-	0,5
3	Эксплуатационная	Р-402	ТУ 301-04-020-92	7,59	-	1,0/0,5



Таблица 2.5.6 Испытание обсадных колонн на герметичность

Номер колонны в поряд- ке	Название колонны	Плотность жидкости для опрес-совки колон-ны, г/см3	Давление на устье скважины при опрессовке, кгс/см2	Величина снижения уровня жидкости при испытании на герметичность, м	Способ снижения уровня	Давление опрес-совки труб равнопрочной секции на поверхности, кгс/см2
спуска			колонны	цементного кольца
1	2	3	4	5	6	7	8
1	Кондуктор	1,16	90	-	-	-	100
	Цементное кольцо кондуктора	1,12	-	15	-	-	-
2	Эксплуатационная	1,00	125/135	-	-	-	135/145
3	Эксплуатационная колонна
	Эксплуатационная колонна	-	-	-	1000	вытеснение спус- ком НКТ d=73мм: - первый раз с глухой диафрагмой; - второй и последу-ющие с обратным клапаном или сни-жение уровня жид-кости желонкой	-
	Межколонное про-странство “эксплу-атационная колон-на-кондуктор”	1,00	60	-	-	-	-

2.5.2 Цементирование обсадных колонн

Таблица 2.5.7 Заполнение затрубного пространства при креплении обсадной колонны

Обсадная колонна	Раствор (жидкость)
номер		интервал	глубина	высота	номер			интервал заполнения
в по-	название	установки по	установки	цемен-	раст-		плот-	затрубного пространства, м
рядке	колонны	вертикали	муфты для	тного	вора	наименование	ность,	по вертикали	по столу
спус-		(по стволу), м	2х ступенча-	ста-	свер-		г/см3	от	до	от	до
ска		от	до	того цементи-	кана,	ху			(верх)	(низ)	(верх)	(низ)
		(верх)	(низ)	рования, м	м	вниз
1.	Направление	0	30(30)	-	5	1	Цементный из ПЦТ I-50	1,83	0	30	0	30
2.	Кондуктор	0	500	-	10	1	Облегченный из	1,42	0	350	0	364
			(511)				ПЦТ III-Об4-50
						2	Цементный из ПЦТ I-50	1,83	350	500	364	511
3.	Эксплуатационная	0	1300	-	10	1	Буровой раствор	1,14	0	117	0	118
			(1342)			2	Буферная	1,05	117	350	118	364
						3	Облегченный из ПЦТ III-Об4-50	1,42	350	900	364	948
						4	Цементный из ПЦТ I-G-СС-1	1,83	900	1300	948	1342

Таблица 2.5.8 Характеристика жидкостей для цементирования и составляющие их компоненты

Номер колон- ны в поряд-ке спуска		Но-				пласти-	динами-	составляющие компоненты
	Название	мер	тип или	объем,	плот-	ческая	ческое		% к массе сухого	время
	колонны		название	м3	ность,	вязкость,	напря-	название	вещества (для тампо-	ОЗЦ,
					г/см3	санти-	жение		нажного раствора)	час.
						пуаз	сдвига,		% к массе буферной
							дин/см2		жидкости (воды)
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1	Направление	1	Буферная	3	1,00	-	-	Вода	100	16
		2	Цементный	5,03	1,83	35	27	Портландцемент ПЦТ I-50	100
								Вода	50
								CaCl2	4,0
		3	Продавочная	1,83	1,12	-	-	Буровой раствор	100
2	Кондуктор	1	Буферная	6	1,00	-	-	Вода	100	24
		2	Облегченный цементный	19,19	1,42	16	9	Портландцемент ПЦТ III-Об4-50	100
								Вода	55-60
								КРК-25	1-3
		3	Цементный	6,85	1,83	35	27	Портландцемент ПЦТ I-50	100
			(верхняя часть)					Вода	50
		4	Цементный	2,34	1,83	42	32	Портландцемент ПЦТ I-50	100
			(нижняя					Вода	50
			часть - 3 т)					CaCl2	4,0
		5	Продавочная	21,16	1,16	-	-	Буровой раствор	100
3	Эксплуатацион-ная	1	Буферная	6	1,05	-	-	Вода	100	48
								МПБ-М-100	26-33
		2	Облегченный цементный	19,55	1,42	16	9	Портландцемент ПЦТ III -Об4-50	100
Окончание таблицы 2.5.8
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
								Вода	55-60
								КРК-25	1-3
		3	Цементный	11,07	1,83	35	27	Портландцемент ПЦТ I-G-СС-1	100
			(верхняя часть)					Вода	44-50
								Сульфацелл С	0,3
								Пластификатор С-3	0,4
		4	Цементный	2,34	1,83	35	27	Портландцемент ПЦТ I-G-СС-1	100
			(нижняя					Вода	44-50
			часть - 3 т)					Сульфацелл С	0,3
								Пластификатор С-3	0,4
								CaCl2	4,0
		5	Продавочная	18,63	1,14	15-25	20-60	Буровой раствор	100

Таблица 2.5.2.5.1 Требования к физико-механическим показателям цементных растворов и образующегося камня

Показатели	Марка цемента
	ПЦТ I-50	ПЦТ I-G-CC-1	ПЦТ III-Об4-50
Водоотделение, мл, не более	8,7	3,5	7,5
Растекаемость, мм, не менее	200(220)	-	-
Время загустевания до вели-чины консистенции 30Вс, мин, не менее	90	90	90
Консистенция цементного теста через 15-30 мин. режима испытания, Вс, не более	-	30	-
Прочности при изгибе, МПа, не менее, в возрасте:
- 1 сут.	-	3,5	-
- 2 сут.	2,7	-	0,7
Прочность на сжатие, МПа, через 8 час. твердения при температуре 60оС	-	10,3	-
Проницаемость, МКм2	0,6	1,2	60
Коэффициент коррозионной стойкости	0,9	0,9	0,9

Таблица 2.5.2.5.2 Состав и структурно-технологические (механические) свойства облегченных тампонажных материалов (справочно)

Ингредиенты, масс.4	Свойства тампонажного раствора	Предел прочности при изгибе цементного камня, МПа, при хранении в пресной воде
Портландцемент	ВМС	Соль-электролит	Вода	Расте-кае-мость, мм	Плотность, кг/м3	Сроки схватывания, ч-мин.	Фильтроотдача при Дс 0,7 МПа, см3/30мин.	2 суток	1 месяц	6 месяцев	1 год	2 года
						начало	конец
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
100	-	-	50	215	1830	6-30	9-15	878	2,9	6,8	8,2	8,9	10,7
100	ПАА/0,2	Na2CO3/3,0	80	215	1640	10-50	13-10	116	0,9	3,2	4,1	4,2	4,1
100	ПВС/0,3	CaCl2/2,0	70	250	1650	6-15	8-40	50	1,2	3,3	4,3	4,7	4,6
100	ОЭЦ/0,3	CaCl2/2,0	70	210	1640	7-00	8-35	54	2,0	3,9	4,4	4,9	5,1
100	КРТР-75/0,8	CaCl2/2,0	80	260	1650	7-10	8-50	102	1,2	-	-	-	-

2.5.3 Гидравлическая программа цементирования

Таблица 2.5.3.1 Режим работы цементировочных агрегатов

Название колонны	Название технологической операции	Тип це-менти-ровоч-ного агрегата	Диа-метр вту-лок, мм	Ско-рость агре-гата	Коли-чество агрегатов, шт.	Суммарная произво-дитель-ность агрегатов, л/с	Давление, кгс/см2	Время, мин.
							допус-тимое для аг-рега-тов	на устье скважины в конце операций	выполнение опера-ции	общее нарас-тающее от начала затво-рения до мо-мента стоп
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Кондуктор (с использова-нием осред-нительной емкости)	Закачка буферной жид-кости (6 м3)	ЦА-320М	125	4	1	15,00	61	-	6,7	-
	Затворение тампонажных растворов:
	- облегченного из ПЦТ III-Об4-50 (19,19 м3)	ЦА-320М	125	3	1	10,00	95	-	32	-
	- цементного из ПЦТ I-50 (9,19 м3)	ЦА-320М	125	3	1	10,00	95	-	15,3	-
	Закачка тампонажных растворов:
	- облегченного из ПЦТ III-Об4-50 (19,19 м3)	ЦА-320М	125	3	1	10,00	95	-	39	39
	- цементного из ПЦТ I-50 (9,19 м3)	ЦА-320М	125	3	1	10,00	95	-	15,3	54,3
	Подача воды для затворения тампонажных растворов (15,06 м3)	ЦА-320М	125	5	1	23,00	40	-	-	-

Окончание таблицы 2.5.10.1
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
	Продавка тампонажного раствора (21,16 м3)	см. табл. 2.5.10.2		23	26	80,3
	Освобождение продавоч-ной пробки и другие вспомогательные работы	-	-	-	1	-	-	-	5	85,3
Эксплуата-ционная колонна (с использова-нием осред-нительной емкости)	Закачка буферной жидкости (6,0 м3)	ЦА-320М	125	4	1	15,00	61	-	6,7	-
	Затворение тампонажных растворов:
	- облегченного из ПЦТ III-Об4-50 (19,55 м3)	ЦА-320М	125	3	1	10,00	95	-	32,6	-
	- цементного из ПЦТ I-G-СС-1 (13,41 м3)	ЦА-320М	125	3	1	10,00	95	-	22,4	-
	Закачка тампонажных растворов:
	- облегченного из ПЦТ III-Об4-50 (19,55 м3)	ЦА-320М	125	3	1	10,00	95	-	39,6	39,6
	- цементного из ПЦТ I-G-СС-1 (13,41 м3)	ЦА-320М	125	3	1	10,00	95	-	22,4	62,0
	Подача воды для затворения тампонажных растворов (17,58 м3)	ЦА-320М	125	5	1	23,00	40	-	-	-
	Продавка тампонажного раствора (18,63 м3)	см. табл. 2.5.10.2		48	23,9	85,9
	Освобождение продавоч-ной пробки и другие вспомогательные работы	-	-	-	1	-	-	-	5	90,9

Таблица 2.5.10.2 Режим продавки цементных растворов

Этап продавки	Режим работы агрегатов	Объем продавки, м3	Давление, кгс/см2	Время этапа, мин.
	количество	передача	подача, л/с	на этапе	всего	на устье	у башмака
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Кондуктор:
1	1	III	10	6,0	6,0	-	62	10
2	2	III	20	11,16	17,16	18	72	9,3
3	2	II	10	4,0	21,16	23	83	6,7
							Всего:	26
Эксплуатационная колонна:
1	1	III	10	6,0	6,0	-	162	10
2	2	III	20	8,63	14,63	20	182	7,2
3	2	II	10	4,0	18,63	48	195	6,7
							Всего:	23,9

2.5.4 Оборудование устья скважины

Таблица 2.5.12 Спецификация оборудования

Обсадная колонна	Типоразмер, шифр или название устанавливаемого оборудования	ГОСТ, ОСТ, МРТУ, ТУ, МУ и т.д. на изготовление

Подобные документы

• Проект строительства наклонно направленной эксплуатационной скважины глубиной 2972 м на Фаинском нефтяном месторождении

  Геолого-геофизическая, литолого-стратиграфическая характеристика и нефтеносность месторождения. Проектирование режимов способа бурения скважины. Разработка гидравлической программы проводки скважины. Расчет затрат на бурение и сметной стоимости проекта.
  
  дипломная работа [3,3 M], добавлен 11.06.2015
  

• Заканчивание эксплуатационной скважины №8 Пинджинского месторождения глубиной 2650 (2720) метров

  Разработка конструкции скважины №8 Пинджинского месторождения; обеспечение качества буровых, тампонажных работ, повышение нефтеносности. Технология первичного вскрытия продуктивного пласта. Расчет обсадной колонны и режима закачки; крепление, испытание.
  
  курсовая работа [1,7 M], добавлен 05.12.2013
  

• Разработка проекта строительства дополнительного ствола из эксплуатируемой скважины №37,глубиной Н = 1985м, на Пылинском месторождении

  История освоения Пылинского месторождения, гидрогеологическая характеристика реставрируемой скважины №37, нефтеносность. Проектирование и расчет конструкции бокового ствола и забоя; технология строительства, подготовка к спуску эксплуатационной колонны.
  
  курсовая работа [295,0 K], добавлен 24.01.2012
  

• Проект строительства эксплуатационной скважины на нефть глубиной 2900 м на Правдинском нефтяном месторождении

  Сведения о районе строительства нефтяной скважины. Геологическая и литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Проектирование конструкции и профиля скважины. Выбор буровых растворов и способа бурения. Предупреждение и ликвидация пластовых флюидов.
  
  курсовая работа [1,0 M], добавлен 27.03.2015
  

• Строительство нефтяных и газовых скважин на примере скважины № 135 Ножовского месторождения

  Характеристика литолого-стратиграфического разреза. Возможные осложнения при строительстве скважины. Особенности геофизических работ в скважине, проектирование ее конструкции. Выбор конструкции забоя и расчет глубины скважины. Выбор способа бурения.
  
  курсовая работа [618,1 K], добавлен 28.12.2014
  

• Технологический расчет буровой скважины

  Проблемы строительства скважин на Карсовайском нефтегазовом месторождении по причине осыпей, обвалов и прихватоопасных зон. Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу. Расчет конструкции скважины.
  
  курсовая работа [510,0 K], добавлен 16.09.2017
  

• Проект строительства бокового ствола из скважины № 5324 Нивагальского нефтяного месторождения с детальной разработкой мероприятий по предупреждению аварий и осложнений

  Проект на бурение дополнительного ствола скважины № 5324 куста № 519б Нивагальского месторождения. Мероприятия по предупреждению аварий и осложнений при строительстве боковых стволов. Геологическая характеристика месторождения, конструкция скважины.
  
  курсовая работа [1,1 M], добавлен 06.04.2014
  

• Составление регламента на углубление с горизонтальным окончанием нефтяной добывающей скважины глубиной 2150 м на Самотлорском месторождении

  Анализ техники и технологии бурения скважин на месторождении или в районе строительства скважины. Выбор типа долота и его промывочного узла. Расчет гидравлической мощности буровых насосов, их типа и количества, корректировка расхода промывочной жидкости.
  
  курсовая работа [1,9 M], добавлен 24.01.2023
  

• Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения

  Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Кыртаельского месторождения. Анализ состояния скважины, расчеты процесса освоения, условий фонтанирования на начальных и текущих стадиях. Техническое обоснование оборудования и способа эксплуатации.
  
  курсовая работа [547,0 K], добавлен 06.01.2011
  

• Проект бурения нефтяной скважины

  Обоснование выбора конструкции скважины, параметры промывочных растворов. Характеристика выбора способа бурения и проектирование его режимов. Методы ликвидации аварий. Анализ и расчет способов вхождения в продуктивный пласт и освоения нефтяной скважины.
  
  курсовая работа [368,8 K], добавлен 08.06.2011
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам