Tekh._zadanie_skv_Kovykta_62_66_71_74x

Техническое задание
на проведение открытого конкурса на выполнение сервисных услуг по
цементированию разведочных скважин №№ 62, 66, 71, 74
Ковыктинской площади
Наименование конкурса – сервисные услуги по цементированию.
Заказчик - ООО «Газпром бурение».
Период проведения работ:
апрель 2014г. – февраль 2015г.
Общие сведения о скважинах
Район строительства скважины:
Цель бурения:
Проектный горизонт:
Номера скважин:
Вид скважины:
Количество скважин на кусте:
Характеристика подъездных дорог:
- протяженность бетонной дороги, км
- протяженность существующей грунтовой
дороги, км
- протяженность грунтовой дороги с
отсыпкой, км
- автозимника, км
Иркутская область, Жигаловский
район.
разведочное
парфеновский
62, 66, 74, 71
Вертикальная
Одиночные
553 (max)
49 (max)
Протяженность дорог и подъездных путей до скважин, км:
- скв.Квт 62 – база Нючакан
51,3 км (всесезонная)
23,8 км (зимник)
- скв.Квт 62 - п. Жигалово
64,9 км (всесезонная)
23,8 км (зимник)
- скв.Квт 62 - г. Иркутск
464,9 км (всесезонная)
23,8 км (зимник)
- скв.Квт 66 – база Нючакан
38,2 км (всесезонная)
49 км (зимник)
- скв.Квт 66 - п. Жигалово
153 км (всесезонная)
49 км (зимник)
- скв.Квт 66 - г. Иркутск
553 км (всесезонная)
49 км (зимник)
- скв.Квт 71 – база Нючакан
51,3 км (всесезонная)
45,2 км (зимник)
- скв.Квт 71 - п. Жигалово
64,9 км (всесезонная)
45,2 км (зимник)
- скв.Квт 71 - г. Иркутск
464,9 км (всесезонная)
45,2 км (зимник)
Период действия автозимников:
135 суток (01 декабря – 15 апреля)
1
Геологическая информация.
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины
Стратиграфическое
подразделение
название
Глубина залегания,
м
Элементы
залегания
(падения)
пластов по
подошве, град.
угол азимут
Стандартное описание горной породы:
полное название, характерные
признаки
(структура, текстура, минеральный
состав и т.д.)
от
(кровля)
3
0
до
(подошва)
4
10
5
10
6
-
7
-
8
Отложения представлены глинами,
супесями с галечниками и обломками
нижележащих пород.
Ордовикская система
устькутская +
O1
ийская свиты
uk+is
10
91
81
0°30’
-
В верхней части разрез сложен
песчаниками, алевролитами
зеленовато-серыми,
серыми, редко известняками
красновато-коричневыми.
В нижней части разрез представлен
доломитами с прослоями известняков
зеленовато-серых темно-серых,
песчаников серых, светло- и
желтовато-серых.
Кембрийская система
верхоленская +
Є2-3
илгинская свиты
vl+il
91
707
616
0°30’
-
литвинцевская
свита
707
962
255
0°30’
-
Свиты сложены красноцветными, реже
зеленовато-серыми песчано-глинистоалевролитовыми породами, мергелями
с включениями гипсов. В подошве
отмечаются доломиты глинистые,
зеленовато-серые и темно-серые, с
включениями и прослоями розовобелых гипсов.
Верхнелитвинцевская свита
представляет собой толщу, сложенную
каменными
солями, доломитами с подчиненными
прослоями известняков и
гипс–ангидритами. В кровле подсвиты
выделяется пласт карбонатов с
прослоями
сульфатов. Породы светло–серые,
темно– и зеленовато–серые, участками
окремненные и трещиноватые. Пласты
каменной соли достигают толщины 50
м.
Слой карбонатов в кровле подсвиты
представлен водорослевыми,
онколитовыми
доломитами серыми, темно–серыми,
прослоями известковистыми,
окремненными
толщиной 22-33 м. Прослои
песчаников имеют толщину 1-3 м.
Песчаники с
сульфатным и галитовым цементом. В
нарушенных зонах галитовый цемент
1
Четвертичная
система
индекс
Мощность,
м
2
Q
Є1-2 lt
2
ангарская свита
Є1 an
962
1460
498
0°30’
-
булайская свита
Є1 bl
1460
1593
133
до 1°
-
бельская свита
Є1bs
1593
2014
421
до 1°
-
размыт, а каменные соли выщелочены.
Нижнелитвинцевская свита сложена
преимущественно доломитами серыми,
светло–коричневато–серыми, иногда
кавернозными, массивными, с
подчиненными прослоями в верхней
части разреза каменных солей, с
редкими
прослоями глинистых доломитов
темно–серых, светло–серых, серых
песчаников,
ангидрито–доломитов и ангидритов
голубовато–белых. Толщина прослоев
песчаников от 0,5 до 6 м.
Нижнеангарская подсвита
представлена доломитами, реже
известняками,
доломито-ангидритами, глинистыми
доломитами, серыми, с прослоями
каменных
солей. В породах отмечаются примеси
терригенных компонентов. Толщина
карбонатных пластов от первых метров
до 30-32 м, каменных солей до 30-46 м.
В
верхней части разреза нижнеангарской
подсвиты четыре пласта массивных
доломитов серых, коричневато–серых,
известковистых, реже известняков,
ангидрито–доломитов, разделенных
прослоями каменных солей толщиной
2-25 м.
Верхнеангарская подсвита сложена
переслаиванием солей грязно-серых,
прозрачных, доломитов серых, темносерых, мелкозернистых, доломитов
глинистых.
Отложения представлены однородной
толщей доломитов серых, коричневатосерых, иногда песчанистых и
окремненных.
Верхнебельская подсвита сложена
переслаиванием каменных солей
грязно-серых,
прозрачных, с доломитами серыми,
темно-серыми, участками
мелкозернистыми.
Нижне-среднебельская подсвита
представлена доломитами, участками
известковистыми, известняками
мелкозернистыми, с подчиненными
прослоями
доломито-ангидритов, ангидритов,
доломитов глинистых и редких
прослоев
каменных солей. Породы серые, темносерые, толстоплитчатые.
В кровле подсвиты трещиноватые,
кавернозные доломиты и известняки
мелкозернистые, серые, темно-серые. В
3
усольская свита
Є1us
2014
2633
619
0°10’
-
Кембрийская система - Венд
тэтэрская свита
V-Є1tt
2633
2717
84
0°10’
-
Венд
собинская свита
Vsb
2717
2797
80
0°15’
-
катангская свита
V ktg
2797
2905
108
0°15’
-
чорская свита
Vch
2905
3016*
111
0°15’
-
подошве подсвиты плотные доломиты
серые, коричневато-серые, с прослоями
известняков, доломито-ангидритов и
глинистых доломитов.
Карбонатно-соленосные отложения.
Представлены переслаиванием толщ
каменных солей грязно-серых, бледнорозовых, прозрачных, мощностью 30 –
80
м, доломитов и известняков. В кровле и
подошве свиты - соли. В подошвенной
части усольской свиты (в 100 м выше
подошвы) залегает осинский горизонт,
сложенный доломитами, реже
известняками серыми, темно-серыми, с
подчиненными прослоями ангидритодоломитов и доломитов глинистых
темносерых.
Отложения представлены доломитами,
доломитами известковистыми,
доломитоангидритами серыми, коричневыми, с
прослоями ангидритов.
В кровле свиты выделяется горизонт,
представленный двумя пластами
органогенных доломитов серых,
коричневато– и темно–серых,
участками
окремненных с подчиненными
прослоями ангидритов, ангидрито–
доломитов и
глинистых доломитов.
Переслаивание доломитов, глинистых
доломитов, доломит-ангидритов, реже
ангидритов. Породы серые, темно- и
коричневато-серые.
Отложения представлены
переслаиванием серых до темно-серых
доломитов,
доломитов–ангидритов, реже
ангидритов. В подошвенной части
доломиты в
различной степени обогащенны
глинистым материалом, с
подчиненными тонкими
прослоями алевролитов.
Отложения верхнечорской подсвиты
представлены пачкой песчаников
(парфеновский горизонт) серых,
зеленовато-серых с подчиненными
прослоями
алевролитов и аргиллитов.
Отложения нижнечорской подсвиты
представлены неравномерным
переслаиванием песчаников,
алевролитов и аргиллитов. Породы
серые, темно-
4
серые до черных, реже зеленоватосерые. Песчаники кварцевые, кварцполевошпатовые. В подошвенной
части нижнечорской подсвиты прослои
песчаников, преимущественно
мелкозернистых, алевритистых, темносерых,
плотных перекрытые тонким
переслаиванием темно-серых до
черных алевролитов
и аргиллитов.
Примечание. * - приведен разрез для усреднённой скважины. Максимальная глубина скважины Квт 74 3370м
Геокриологические данные разреза – в интервале 2 – 60 м распределение
температуры: 5-6 м 1,6 - 2,00С; 10-28 м 0,2 - 1,00С.
Температура фазового перехода воды в лед: от -1 до -20С.
(низ)
1 2
Vch 2909
(пла
ст
П1)
3
2936
2938
2964
Vch
4
газ +
конденсат
Содержание
ОтносиПронительная цаемость, серы, Серо- со2,
%
плотность
мДа/
водо- %
газа по
подвирода,
воздуху жность,
%
мкм /
(МПа с)
5
720,4
6
0,637
7
0,001952,2/-
8
12
-
9
10
11
отс. 0,06 75,0-185,0
(9,0-10,6)
720,4
0,637
0,002836,0 / -
-
отс. 0,06 30,0-235,6
Содержание газового конденсата,
г/м3
ДО
Плотно
сть
жидкой
фазы в
атмосферных
условиях,
кг/м
Газовый фактор нефти,
М3 /м3
от
(верх)
Тип
флюида
Температура на устье,
°С
Температура в пласте,
°С
Индек
с
Интервал, м
пласта
Средний дебит: газа, тыс.м
/сут (конденсата, т/сут)
Нефтегазоносность
14
-
13
52,8
-
15
66
-
53,4
-
66
(пла
ст
П2)
5
Характеристика вскрываемых пластов
Индекс
пласта
Vch
(пласт
П1)
Vch
(пласт
П2)
Интервал
залегания
от
до
(верх)
(низ)
Тип
коллек
тора
Тип
флюи
да
Пористость,
%
Прониц
аемость,
мДа
Коэфф-т
газо-,
конденсатонефтенасыщенности
Пластовое
давле
ние,
МПа
Коэф
фици
ент
аномальности
Толщина
Глинистого
раздела
флюидвода,
м
газ +
конденсат
газ +
конде
нсат
0,2-18,4
0,2-18,4
0,001952,2
0,002836,0
0,72-0,85
29,1 27,9
1,020,97
-
0,47-0,72
27,9 28,2
0,97
-
2909
2936
Поровый
2938
2964
Поровый
0,1-21,7
Примечание: отметки глубин продуктивных пластов в таблице приведены для
усреднённой скважины.
Водоносность
Интервал, м
Индекс
стратиот ДО
графи- (верх)
(НИЗ)
ческого
подразд
еления
1
2
3
Плотколлект ность,
кг/м3
ора
ТИП
4
Дебит,
м
/сут
Химический состав, в мг-экв/л
СГ
Анионы
SO2-4 HCO- 3
Na+ +
К+
Катионы
Mg2+
Ca2+
5
6
7
8
9
10
11
Надсолееая гидрогеологическая формация
QЄ2-3
vl+il
0
707
80,194- 0- 3,4-4,74 0,061,56трещин 1000
1296
0,4
0,17
0,7
3,15
нопоровый
,
Соленосная гидрогеологическая формация
трещинн
ый
Є1-2 lt
707
962
трещинный,
каверно
вый
Є1 an 962
- Є1 bl
1593
трещин- 1216- 43,21395 110
ный,
каверно
вый
Є1 bs
- Є1
us
2533
трещин- 13871406
ный,
каверно
вый
159
3
*
*
1924500
*
*
Минерализация
общая,
г/л
Относится
к источнику
питьевого
водоснабж
ения
(да,нет)
14
12
13
1,9-2,24
0,1830,25
да
*
*
*
*
*
*
10041 10,6
10,8
6932
940
2225
506,7577
нет
9472,9 0,2
9,4
623,75
1167
8033,9
539,8595,2
нет
расчет
6
Подсолееая гидрогеологическая формация
Є1 us
-V
ktg
253
3
2905
Vch
290
5
3016
трещин- 12701380
ный,
каверно
вый
поровый 12451270
10,0- 6368,6 1,51
15,0
0,4
678,75
0,57- 6087,3 1,85- 0,2-3,4 5501,2
8,05
1648,7
6700,8
1750
4000
349,08
нет
8002335,1
37003891,8
344,2363,4
нет
В скв. 61 из отложений бильчирского горизонта (нижнеангарская подсвита)
получен незначительный приток газа с содержанием Н2S до 130 мг/м3 (глубина
1201 м). В скв. 134 Грузновской площади из осинского горизонта (низы
усольской свиты) отмечен приток пластовой воды, обогащенной сероводородом.
Градиенты давлений и температура по разрезу
Стратиграфическое
подразделение
название
индекс
1
Четвертичная
система
устькутская +
ийская свиты
верхоленская +
илгинская свиты
Интерва
от л, м
ДО
(верх)
(НИЗ)
2
Q
O1 uk+is
3
0
4
10
Коэффициент
аномальности
пластового
давления
5
0,816
горного
давления
6
0,0184
Градиенты,
МПа/м Гидропорового
давления
разрыва
пород
7
8
0,0080
0,0160
Температу
ра,
°С/100м
9
ммп
(до гл. 60 м)
10
91
0,816
0,0184
0,0080
0,0160
Є2-3 vl+il 91
707
0,890
0,0184
0,0087
0,0170
0,023
литвинцевская
свита
Є1-2 lt
707
962
0,920
0,0184
0,0090
0,0160
0,026
ангарская свита
Є1 an
962
1460
1,020
0,0190
0,0100
0,0165
0,018
булайская свита
Є1 bl
1460
1593
1,020
0,0195
0,0100
0,0170
0,017
бельская свита
Є1bs
1593
2014
1,020
0,0195
0,0100
0,0170
0,017
усольская свита
Є1us
2014
2633
1,020
0,0195
0,0100
0,0165
0,017
тэтэрская свита
V-Є1tt
2633
2717
1,020
0,0201
0,0100
0,0175
0,018
собинская свита
Vsb
2717
2797
1,020
0,0201
0,0100
0,0175
0,018
катангская свита
V ktg
2797
2905
1,020
0,0201
0,0100
0,0170
0,018
чорская свита
Vch
2905
2915
2915
3016
1,020
0,970
0,0209
0,0209
0,0100
0,0095
0,0182
0,0175
0,018
0,018
7
Возможные осложнения при проведении технологических операций
Интервал, м
ИнВид,
характерисдекс
до
от
тика
страти (верх) (низ)
осложнения
граф.
подра
здел.
1 2
3
4
Q
0
10
Обвалы
стенок
скважины
Условия возникновения
осложнений
5
При бурении
слабосцементированных,
рыхлых пород
Осложнения при бурении
скважин-аналогов
6
*
*
O1
uk+is
10
91
Обвалы
стенок
скважины
Є2-3
vl+il
91
707
Обвалы
стенок
скважины
При бурении
слабосцементированных,
рыхлых пород
*
Поглощения
бурового
раствора
В интервалах залегания
трещиноватокавернозных пород
*
Поглощение
бурового
раствора
В интервалах залегания
трещиноватокавернозных пород
Кавернообра
зование
В интервалах залегания
засолоненных горных
пород и пластов каменной
соли
В скв. №№3, 12, 24, 26, 30,
52, 56, 58, 57, 63. Уровень
поглощения от 4-20 м /ч до
*
полного
Газоводопро
явления
В интервалах залегания
высокопроницаемых
газоводонасыщенных
пород
Поглощение
бурового
раствора
В скв. №№12, 13, 14, 16, 19, 56, 63 в
При прохождении
бильчирском горизонте
выщелоченных
полное
поглощение
промывочной жидкости.
трещиноватоВ
скв.58
и 15
кавернозных пород
*
В интервалах залегания
интенсивность поглощения
от 1-10 м /ч до
30-40 м /ч.
засолоненных горных
пород и пластов каменной
соли
Є1-2 lt
Є1 an
707
962
962
1460
Кавернообра
зование
Є1 bl
1460
1593
Поглощение
бурового
раствора
При прохождении
выщелоченных
трещиноватокавернозных пород
В скв.30 получены незначительные притоки
газа.
В скв. №№4, 16, 24, 30, 60. Интенсивность
поглощений от полного до 2-15 м /ч.
8
1
2
3
4
Є1bs
1593
2014
Кавернообра
зование
2014
Поглощение
бурового
раствора
2633 Поглощения
бурового
раствора
Є1us
Кавернообраз
ование
VЄ1tt
2633
2717 Поглощение
бурового
раствора
Vsb
2717
2797 Поглощение
бурового
раствора
2905 Поглощения
бурового
раствора
V ktg 2797
Vch
2905
3016 Газопроявлен
ия
* - нет данных.
Поглощения
бурового
раствора
5
6
В интервалах залегания
пластов каменной соли
При бурении
трещиноватокавернозных доломитов и
При прохождении
известняков
выщелоченных
трещиноватокавернозных пород
*
■2
■1
-2
В скв.№№3, 12, 53 поглощение от 6 м /час
до 25-40 м /час, в скв. 14 - полное
поглощение
В скв. 12, 14, 63 (осинский горизонт)
поглощение от 12-30 м /ч до 90 м /ч. В скв.
174 Чиканской - полное поглощение
В интервалах залегания
засолоненных пород и
пластов каменной соли
*
При прохождении
выщелоченных
трещиноватокавернозных пород
При бурении
трещиноватокавернозных доломитов
При прохождении
выщелоченных
трещиноватокавернозных пород
При вскрытии
продуктивных
газонасыщенных
пластов
В скв.1 Грузновской поглощение с
интенсивностью
от 3-4 до 50 м /ч
*
В скв. 26, 56, 54 и 60 поглощение
промывочной жидкости на уровне 1-6 м /ч
*
■2
-2
В скв.32 поглощения до 10 м /ч, в
скв. 16 - до 30 м /ч, в скв. 19, 22, 28 полное
9
10
Техническая информация.
Усредненная конструкция скважин.
Наименование
колонн
1
Направление
Ø, стенка, Глубина
спуска
группа
прочнос- (по
вертити, мм
кали),
резьб.
м
соед.
Назначение обсадных колонн, обоснование выбора
Ø
секционности,
глубины спуска колонны и способа
долота/
цементирования
Ø внут.
ОК,
мм /
Ккав
4
5
2
426х11Д
Батресс
3
20
Кондуктор
324х9,5Д
ТМК FMC
250
393,7/ Спускается с целью закрепления склонных к обвалам
пород, затронутых выветриванием, перекрытия ряда
304,9/ водоносных горизонтов, а также для подвески
последующих колонн. Кондуктор цементируется до устья:
3
1,30 ЦТРОС-5 Арм плотности 1,50 г/см в интервале 0-150м,
3
ЦТРС-50 плотности 1,85 г/см в интервале 150-250м.
Способ цементирования «прямой». Устье оборудуется
противовыбросовым оборудованием.
Промежуточная
244,5х10Е
ТМК FMC
1550
295,3/ Спускается в верхнюю часть булайской свиты.
Цементируется до устья: ЦТРОС-5 Арм плотности 1,50
224,5/ г/см3 в интервале 0-1400м, ЦТРС-50 плотности 1,85 г/см3 в
интервале 1400-1550м. Способ цементирования «прямой».
1,10 Устье оборудуется противовыбросовым оборудованием.
Эксплуатац
ионнопромежуточная
168,3х8,9Е
ТМК FMC
2875
215,9/ Спускается перед вскрытием продуктивных горизонтов в
подошвенную часть катангской свиты. Цементируется в
150,5/ интервале до устья: ЦТРОС-5 Арм плотности 1,50 г/см3 в
интервале 0-2600м, ЦТРС-50 плотности 1,85 г/см3 в
1,10 интервале 2600-2875м. Способ цементирования «прямой».
Устье оборудуется противовыбросовым оборудованием.
Эксплуатационная
(хвостовик)
127х6,4Е
ТМК Ultra
FJ(ТБО)
2375-3016
146,1/ Спускается в интервале 2375-3016 м с целью изучения
разреза с получением дополнительной геологической
114,2/ информации. Цементируется в интервале 2375-3016 м
ЦТРС-100 плотности 1,85 г/см3.
1,10
508,0/ Спускается с целью предотвращения размыва устья
скважины, предотвращения осыпей и обвалов и создания
404,0/ замкнутой циркуляции бурового раствора при бурении под
кондуктор. Цементируется ЦТРОС-5 Арм плотности 1,50
3
1,30 г/см до устья. Способ цементирования «прямой».
Примечание: уточненные конструкции скважин следующие –
Квт. 62
426х20м
324х250м
245х1600м
168х2950м
127х2450-3070м
Квт. 71
426х20м
324х250м
245х1560м
168х2850м
127х2350-2995м
Квт. 66
426х20м
324х250м
245х1700м
168х2960м
127х2460-3110м
Квт. 74
426х20м
324х710м
245х1900м
168х3230м
127х2730-3370м
11
Технологическая оснастка обсадных колонн для усредненной конструкции
1
Направление
426,0
Кондуктор
323,9
Промежуто
чная
колонна
244,5
Эксплуат
ационнопромежут
очная
колонна
168,3
Эксплуатационная
колонна
(хвостовик)
127,0
Техническая
характеристика
диаметр,
мм
2
Башмак
Центратор
3
4
БКМ-426
ОСТ 39-01187 3663-0040ЦЦ-4 - 426 ТУ
44888724-2003
Продавочная ППТУ 3666-001пробка
407x426
00141887-93
Башмак
БКМ-324 ОСТ 39-011-87
Обратный
ЦКОДМТУ 39-1443-89
клапан
324
Центратор
ЦЦ-4 - 324 ТУ 3663-004044888724-2003
ПродавочППТУ 3666-001ная пробка
324x340
00141887-93
Башмак
БКМ-245 ОСТ 39-011-87
Обратный ЦКОДМТУ 39-1443-89
клапан
245
Центратор ЦЦ-4 - 245 ТУ 3663-004044888724-2003
ПродавочППТУ 3666-001ная пробка
219x245
00141887-93
Башмак
БКМ-168
ОСТ 39-011-87
Обратный ЦКОДМТУ 39-1443-89
клапан
168
Центратор ЦЦ-2 - 168 ТУ 3663-004044888724-2003
ПродавочПП-168
ТУ 3666-001ная пробка
00141887-93
Башмак
Скребок типа
СК-127/165
Обратный
клапан
БКМ-127
СК127/165
ОСТ 39-011-87
-
цкодм-
ТУ 39-1443-89
Центратор
ЦЦ-2 - 127
Коли- Глубина
чество, установки
от устья, м
шт.
вес, кН
Нормативные
документы
на
изготовление
длина (высота),м
Шифр
элемента
оснастки
внутренний
Наименование
элемента
оснастки
наружный
Наименование и
диаметр
колонн,
мм
5
451
-
6
-
7
0,425
-
8
1,42
-
9
1
2
10
20
-
-
-
-
-
2
-
351
351
-
0,390
0,405
0,83
0,90
1
1
250
230
450
329
0,640
0,17
-
-
-
-
5
2
2
250-30
20-5
-
270
270
-
0,378
0,365
0,52
0,56
1
1
1550
1530
370
249
0,640
0,14
-
-
-
-
3
32
2
1550-1520
1520-0
-
188
188
-
0,303
0,395
0,23
0,26
1
1
2875
2855
292
172
0,600
-
-
-
-
-
3
58
2
2875-2845
2845-0
-
-
-
0,274
0,2
0,15
-
1
1
3016
3016
-
0,352
0,15
1
2996
0,600
0,07
12
3
1
2395-2976
2986-3016
2375
127
ТУ 3663-004044888724-2003
-
3,76
1,83
Комплект
127/168
подвески
хвостовика
Примечания. 1 Количество и порядок расстановки элементов технологической оснастки уточняется в плане
работ на крепление по результатам окончательного каротажа.
12
Физико-механические свойства тампонажных растворов и цементного камня
Состав раствора
Те Плот- Растекампе- ность, емость,
ратур кг/м3 мм
а
тверд
ения,
°С 2
3
5-75
1500
ЦТРС-50
15-50
СаС12
Техническая вода
ЦТРОС-5 Арм
5-75
СаС12
Техническая вода
1850
1
ЦТРОС-5 Арм
СаС12
Техническая вода
ЦТРС-50
Пеногаситель
Софэксил-310
НТФ
Техническая вода
ЦТРОС-5 Арм
Пеногаситель
Софэксил-310
НТФ
Техническая вода
ЦТРС-100
Пеногаситель
Софэксил-310
Водо
-отделение,
мл
Время
Сроки
Прочность камня
загусте- схватывания,
на
вания,
час-мин
изгиб через 2
час-мин начало конец изгибсуток,
сжатие
МПа
4
5
6
7
Направление 426,0 мм
200-260 0-2,5 не
1-30
менее
1-30
Кондуктор 323,9 мм
200-240 0-0,5 не менее 1-30
1-30
Газопроницаемость
камня
через
2 суток,
10-15, м2
8
9
10
11
3-00
2,2-3,8
8,5-14,2
-
3-00
4,2-5,5 16,5-30,0
-
3-00
2,2-3,8
8,5-14,2
-
4,2-5,5 16,5-30,0
-
2,2-3,8
8,5-14,2
-
Эксплуатационно-промежуточная колонна 168,3 мм
50-100 1850 200-240 0-0,5 не менее 1-30 3-00 4,3-6,2 23,2-30,0
1-30
-
не менее
1-30
1500
200-260 0-2,5
15-50
1850
Промежуточная колонна 244,5 мм
200-240 0-0,5 не менее 2-05 3-45
2-05
5-75
1500
200-260 0-2,5
не менее
2-05
1-30
2-05
3-45
НТФ
Техническая вода
ЦТРОС-5 Арм
Пеногаситель
Софэксил-310
НТФ
Техническая вода
5-75
1500
200-260 0-2,5
не менее
1-30
1-30
3-00
2,2-3,8
8,5-14,2
-
Эксплуатационная колонна (хвостовик) 127,0
50-100 1850 200-240 0-0,5 не менее 2-25 3-55
4,32-25
6,2
ЦТРС-100
23,2-30,0
Пеногаситель
Софэксил-310
НТФ
Техническая вода
Примечания: 1.Возможно применение других рецептур тампонажных растворов, удовлетворяющих условию
качественного крепления скважины.
2.За сутки до цементирования колонны следует произвести контрольный анализ рецептуры тампонажного
раствора и уточнить необходимость и количество введения добавок.
13
Параметры и компонентный состав буферной жидкости.
Интер- Состав
вал,
м
1
0-20
Объем, Норма
м3
расхода,
кг/м3
2
3
МБП-С
Барит
Техническая
вода
1,50
Количество,
тонн
Плотность,
кг/м3
Пластическая
вязкость,
мПа-с
Динамиче ское
напряжение
сдвига, Па
Водоотд
ача, см
/30 мин
8
9
7- 13
10-20
4
5
6
7
Направление 426,0 мм
100
0,15
2 5 -3 5
310
0,48
4200
790
1,20
1000
Кондуктор 323,9 мм
0-250 МБП-С
6,00
100
0,60
2 5 -3 5
7- 13
10-20
Барит
310
1,86
4200
Техническая
790
4,74
1000
вода
Промежуточная колонна 244,5 мм
0-1550 МБП-С
4,00
100
0,42
2 5 -3 5
7- 13
10-20
Барит
310
1,30
4200
Техническая
790
3,32
1000
вода
Эксплуатационно-промежуточная колонна 168,3 мм
0-2875 МБП-С
4,00
100
0,42
2 5 -3 5
7- 13
10-20
Барит
310
1,30
4200
Техническая
790
3,32
1000
вода
Эксплуатационная колонна (хвостовик) 127,0 мм
0-3016 МБП-С
4,00
100
0,42
2 5 -3 5
7- 13
10-20
Барит
310
1,30
4200
Техническая
790
3,32
1000
вода 1.МБП-С - материал буферный порошкообразный. Буферные жидкости на его основе
Примечание:
исключают образование седиментационных пробок при смешивании ее с утяжеленным буровым
раствором, а также попадание фильтрата буферной жидкости в продуктивные пласты.
2. Возможно применение других буферных жидкостей, обладающих аналогичными разделительными и
моющими способностями.
3. Плотность буферной жидкости при цементировании - 1200 кг/мЗ.
1
2
ЦТРОС-5 Арм
-
ЦТРС-50
ЦТРС-100
СаС12
-
3
ТУ 5734-001-743642322006
ТУ 5734-007-743642322006
ГОСТ 450-77
Эксплуатационная колонна
(хвостовик)
Эксплуатационно
-промежуточная
колонна
Промежуточная
Кондуктор
Потребное количество
Направление
Нормативные
документы
Единица измерения
Наименование
работ,
материалов
Шифр и номер
позиции норматива,
код ресурса
Потребное количество материалов, оборудования и цементировочной техники
для цементирования обсадных колонн
4
т
5
2,18
6
9,73
7
31,37
8
38,59
9
-
т
т
кг
62,18
11,31
511,61
5,57
-
6,47
-
4,31
-
14
Пеногаситель
Софэксил-310
КМЦ-700
(Камцел 3, 4)
-
ТУ 2229-010-4294252600
ОСТ 6-05-386-80 (ТУ
2231-001-3519378-96)
кг
-
-
8,04
10,58
1,36
кг
-
-
122,06
148,55
13,56
Барит
НТФ
-
т
кг
0,16
-
1,86
-
1,24
122,06
1,24
148,55
1,24
13,56
т
0,05
0,60
0,40
0,40
0,40
-
ГОСТ 4682-84
ОСТ 6-05-386-80 (ТУ
2231-001-3519378-96)
ТУ 9291-193-0014700199
-
МБП-С
-
Техническая
вода
м3
1,88
17,01
28,21
33,61
5,31
Цементировочный агрегат
ЦА-320
-
-
шт.
3
4
4
4
3
-
Смесительные
шт.
1
2
4
5
машины
УС6-30
Буровой
шт.
1
1
1
1
манифольд
БМПримечания: * - информация предоставляется компаниями-производителями оборудования и
700
химреагентов.
1. Количество цемента рассчитано с учетом потерь 5%.
2 Возможно применение иного оборудования и цементировочной техники с аналогичными
технологическими показателями.
1
1
Гидравлический расчет цементирования обсадных колонн
3
4
5
Буферная 1200
Тампонаж 1500
ный
облегчённ 1140
Продавоч
ый
ная
1,50
2,41
1,50
2,41
1,26
1,26
2,56
2,56
1,26
0,23
Буферна
я
Тампонаж
ный
облегчённ
Тампона
ый
жный
Продаво
чная
Продаво
чная
1200
1500
6,00
10,78
6,00
10,78
1,26
1,26
-
1850
9,05
9,05
1,26
-
-
-
1150
14,79
16,79
1,26
-
-
-
1150
2,00
0,24
2,91
0,01
6
7
8
9
Направление 426,0 мм
0,01
нарастающее
операции
в конце операции
допустимое
время
выполнения,
мин
10
11
12
13
14
15
-
-
-
0,00
0,00
1,20
1,91
1,20
3,11
8,70 0,07
2,03
5,14
0,285 0,005 0,50
Кондуктор 323,9 мм
-
на
цементиро
вочной
головке
ожидаемое на слабый пласт
гидросопротивления
гидросопротивления
гидростатическое
Производительность ЦА, м3/мин
Суммарный объем, м
Объем порции, м
Плотность, кг/м3
21
в
затрубье
Гидравлических сопротивлений в
обвязке ЦА
Давление, МПа
в колонне
гидростатическое
Тип
закачивае
мой
жидкости
0,29
-
-
-
0,23
0,00
4,76
8,56
4,76
13,32
-
-
-
-
0,00
7,18
20,50
-
-
-
-
0,97
11,74
32,24
0,50
4,06
23,0
1,16
8,33
40,57
4,02 0,04
15
1
2
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
-
-
3,68
3,17
3,17
4,00
4,00
Промежуточная колонна 244,5 мм
1,26
-
1500
34,74
34,74
1,26
-
-
-
-
-
-
-
1,33
27,57
30,75
1850
4,46
4,46
1,26
-
-
-
-
-
-
-
0,44
3,54
34,29
1240
58,51
60,51
1,26
-
-
-
-
-
-
-
5,55
46,44
80,72
1240
2,00
0,24
18,52
0,01
5,53
8,33
89,06
Буферная 1200
Тампонаж
ный
облегчённ
Тампона
ый
жный
Продавоч
ная
Продавоч
ная
3
23,31 0,73
0,50
24,04 23,0
Буферная
Тампонаж
ный
облегчённ
Тампонаж
ый
ный
Продавочная
Продавочная
1200 4,00
1500 42,73
Эксплуатационно-промежуточная колонна 168,3 мм
4,00 1,26
42,73 1,26
-
1850
5,09
5,09
1,26
-
-
-
-
-
-
-
0,00
4,04
41,13
1240 48,79
50,79
1,26
-
-
-
-
-
-
-
12,09
38,72
79,85
1240
2,00
0,24
35,10
0,01
9,79
8,33
88,18
Буферная
Тампонаж
ный
Продавочная
Продавочная
1200
1850
4,00
3,39
43,2 1,65 0,50 44,88 23,00
3
Эксплуатационная колонна (хвостовик) 127,0 мм
4,00
0,96
3,39
0,96
-
12,9
66,74
4,17
3,53
4,17
7,70
1060
13,55
15,55
14,11
21,81
1060
2,00
19,8
5
9,55
8,33
30,15
0,96
-
-
0,24
30,02
0,01
-
-
36,7 2,77
9
0,50
-
-
3,38
0,00
3,17
33,91
3,17
37,09
-
39,56 23,00
Отсоединение бурильных труб в подвеске обсадной колонны
Промывка (обратная) со смывом цементного раствора с головы хвостовика
30,00
30,00
60,15
90,15
Примечания
1. Результаты гидравлического расчёта приведены для этапов с наибольшими гидродинамическими
давлениями на слабый пласт, возникающими при цементировании.
2. Продолжительность ОЗЦ после цементирования обсадных колонн:
- 426,0 мм - 24 ч.
- 323,9 мм - 24 ч.
- 244,5 мм - 48 ч.
- 168,3 мм - 48 ч.
- 127,0 мм - 48 ч.
16
Работа тампонажной техники
Наименование Тип
грегата,
работы
машины
Единица
измерения
Показатель / количество вызовов агрегата
Направление
Кондуктор
Промежуточная
колонна
5
1
Номера
расценок
Эксплуатационная
колонна
(хвостовик)
6
1
Эксплуатационнопромежуточная
колонна
7
1
8
1
9
1
2
3
Опрессовка
обсадных
труб на
поверхности
ЦА-320
шт.
4
-
Цементаж
колонн
ЦА-320
шт.
3
4
4
4
3
-
УС6-30
шт.
1
2
4
5
1
-
БМ-700
шт.
1
1
1
1
1
-
СКУПЦ
шт.
1
1
1
1
1
-
2УСО20
шт.
1
1
1
1
1
-
Опрессовка
колонн на
герметичность и
цементного
кольца
Опрессовка
межколонного
пространства
ЦА-320
шт.
-
1
1
1
1
-
ЦА-320
шт.
-
1
1
1
1
-
Дежурство
при бурении
под ОК
ЦА-320
шт.
-
-
-
1
1
-
Дежурство при
спуске ОК
ЦА-320
шт.
-
-
-
1
1
-
-
17
20
250 11201150
250
Соленасыщенный
КаС1Полимерн
ый
1550
Соленасыщенный
КаС1Полимерный
КаС12875
Полимерный
Корка, мм
Катионно-обменная емкость (МВТ),
кг/м3
Бентонитовый
ингибитора
1080
песка
20
1
10
мин мин
Содержание, %
смазки
твердой фазы
0
рН
Динмаическое напряжение сдвига, дПа
Бентонитовый
СНС,
дПа
Пластическая вязкость, мПа с
ДО
Показатель фильтрации АР1,
смЗ/30 мин
от
Условная вязкость по Маршу, с
Интер-вал
бурения, м
Плотность, кг/мЗ
Тип
бурового
раствора
Коэффициент трения глинистой корки
Тип и технологические параметры бурового раствора (для усредненной
конструкции)
60100
<10
<2 0,03
-
-
-
-
-
-
12,21 <2
-
-
60100
<10
<2 0,03
-
-
-
-
-
-
17,21 <2
-
-
1550 1220- 40-60
1240
<6
<1 0,02 33-48 4872
8,5 20-25
9,8
86- 1 38,85 <1 32,3 <35
120
2875 1220- 40-60
1240
<6
<1 0,02 33-48 4872
8,5 20-25
9,5
86- 1 38,85 <1 32,3 <35
120
3016 1060
4-5
<1 0,02 34-48 34- 9-10 10-15
58
35-50
2 10,05 <1
2
72120
Работы по испытанию скважин.
Интервалы испытания: 1-й объект 2940-2964м; 2-й объект 2909-2925м
(для усредненной конструкции скважин, уточняется для условий каждой
конкретной скважины).
Лифтовая колонна НКТ-73х5,5 N-80.
Метод испытания объектов – аэризация азотом.
Для изоляции объектов и консервации (ликвидации) скважин применяются
мостовые пробки ПМ-105-35 по ТУ "Югсон-Сервис" и устанавливаются цементные
мосты.
18
<20
Расчет установки цементных мостов.
Номер
объекта
испытания
1
1
Интервал
установки моста,
м
ДО
от
(верх)
(низ)
2
2930
3
2994
Объем
цементного
раствора на
установку
цементного
моста, м3
4
1,30
Тип и название
тампонажного
материала
Расход на одну
операцию, т
Тампонажного
материала
воды
6
1,57
7
0,83
5
ЦТРС-100
Суммарное
количество на
все операции, т
воды
Тампонажного
материал
а
8
9
1,57
0,83
Примечание. 1. В таблице указаны цементные мосты, устанавливаемые в
скважине при её ликвидации.
2. Мощность цементного моста в интервале объекта №2 25-50м.
Работа специальной техники
Интервал
объектов, м
От
(верх)
До
(низ)
1
2909
2
2964
Наименование работы
3
Опрессовка НКТ
Наименование
или шифр
агрегата
4
ЦА-320
Количество, шт.
Единица
измерения
на
первый
объект
5
на
последующие
объекты
1
1
7
час.
6
Количество
на
первый
объект
на последующие
объекты
8
21,6
9
21,6
Опрессовка ФА и устья
скважины
ЦА-320
1
1
час.
Смена бурового
раствора на
перфорационную
Смена
перфорационной
жидкость на
жидкости
ЦА-320
1
1
час.
6,94
6,94
ЦА-320
1
1
час.
3,20
3,20
СДА-5/101
1
1
час.
5,10
5,10
ЦА-320
2
2
час.
5,10
5,10
ЦА-320
1
1
час.
9,66
8,22
СДА-5/101
1
1
час.
5,10
5,10
ЦА-320
2
2
час.
5,10
5,10
стабильный
Вызов притока
газоконденсат
аэризацией азотом
Глинокислотная
обработка пласта
Вызов притока
аэриризацией азотом
1,74+3,36 1,74+3,36
19
Требования к Участникам конкурса:
1. Наличие лицензий (разрешений). Предусмотренных законодательством РФ,
на осуществление данного вида работ.
2. Участник конкурса должен обладать необходимым для выполнения работ
производственным и техническим потенциалом.
3. Участник должен обладать опытом работы в регионе производства работ.
4. Участник должен предоставлять квалифицированный персонал, имеющий
соответствующее квалификационное удостоверение, дающее право допуска
к определенному виду работ, прошедший медицинское освидетельствование
и не имеющий противопоказаний по состоянию здоровья.
Начальник технологического отдела – главный технолог
филиала «Краснодар бурение» ООО «Газпром бурение»
Е.В. Пушкарский
г. Краснодар, тел. (861)279-12-65; (861)279-12-62.
20
21