3 - Тюменский государственный нефтегазовый университет

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧЕРЕЖДНИЕ
ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
(ТюмГНГУ)
ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА
(ИНиГ)
УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ
к выполнению курсового и раздела дипломного проекта
по дисциплине «Заканчивание скважин» для студентов
специальности 130504 «Бурение нефтяных и газовых скважин»
очной, заочной и заочносокращенной форм обучения
Тюмень - 2005
В учебном пособии изложены требования к составлению курсового и
дипломного проектов по курсу «Заканчивание скважин», принципы выбора
конструкции скважин, расчета обсадных колонн, выбор тампонажного материала для определенных геологических условий строительства скважин, определения технологических параметров процесса цементирования, скорости спуска
обсадных колонн и др., необходимых для составления плана заключительных
работ при строительстве скважин.
Допущено Учебно-методическим объединением ВУЗов Российской федерации по нефтегазовому образованию в качестве учебного пособия для подготовки бакалавров и магистров по направлению 553600 «Нефтегазовое дело» и
для подготовки дипломированных специалистов по специальностям 130504
«Бурение нефтяных и газовых скважин» и 130503 «Разработка и эксплуатация
нефтяных и газовых месторождений» направления 130500 «Нефтегазовое дело».
Составители: д-р. техн. наук, профессор Овчинников В.П.
д-р. техн. наук Фролов А.А.
канд. техн. наук, доцент Овчинников П.В.
канд. техн. наук, доцент Аксенова Н.А.
ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ, 2005
2
СОДЕРЖАНИЕ
1
1.1
2
2.1
2.2
2.3
2.3.1
2.3.2
2.3.3
2.4
2.5
2.6
3
3.1
3.2
3.2.1
3.2.2
3.2.3
3.2.4
3.2.5
3.2.6
3.2.7
3.3
3.3.1
3.3.2
3.3.3
3.3.4
3.4
3.5
3.6
ВВЕДЕНИЕ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
УКАЗАНИЯ ПО ВЫПОЛНЕНИЮ КУРСОВОГО ПРОЕКТА . .
Состав пояснительной записки . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
ПРОЕКТИРОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ И РАСЧЕТ ОБСАДНЫХ КОЛОНН НА ПРОЧНОСТЬ . . . . . . . . . . . . . .
Обоснование и проектирование конструкции скважины. . . . . . . . . .
Обоснование оборудования устья скважины. . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Расчет обсадных колонн на прочность. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Выбор равнопрочной конструкции обсадной колонны . . . . . . . . . . .
Особенности расчета обсадных колонн для наклонно направленных скважин . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Особенности расчета обсадных колонн для горизонтальных скважин . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Расчет усилия натяжения обсадных колонн . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Обоснование состава технологической оснастки, и размещение ее
элементов на обсадной колонне . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Спуск обсадных колонн . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ СКВАЖИН . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Обоснование способа цементирования и расчета параметров процесса цементирования . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Выбор материалов для цементирования скважин . . . . . . . . . . . . . . . .
Классификация тампонажных материалов по ГОСТ 1581-96 . . . . . .
Тампонажные материалы и химреагенты согласно классификации
АР1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Стандарты для тампонажных цементов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Тампонажные материалы и добавки для цементирования скважин. .
Выбор жидкости затворения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Выбор буферной жидкости . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Обоснование необходимой плотности тампонажного раствора . . . .
Расчет технико-технологических параметров процесса цементирования . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Определение потребного объема материалов для приготовления
тампонажного раствора . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Определение необходимого объема продавочной жидкости . . . . . .
Выбор оборудования для цементирования скважин . . . . . . . . . . . . . .
Обоснование режимно-технологических параметров процесса цементирования . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Обоснование способа контроля качества цементирования . . . . . . . .
Выбор способа освоения скважины, организация процесса освоения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Вопросы охраны труда, окружающей среды и техники безопасности . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3
6
8
8
10
10
21
22
23
34
38
38
41
66
68
68
69
70
72
75
76
95
95
96
103
104
106
106
115
121
122
122
4
4.1
4.2
4.3
4.4
4.5
4.6
5
1
2
3
4
5
ПРОГРАММА РАСЧЕТА ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ
ПАРАМЕТРОВ ПРОЦЕССА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ НА
ПЭВМ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Алгоритм программы расчета технико-технологических параметров процесса цементирования на ПЭВМ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Задание разреза и параметров скважины . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Задание жидкостей используемых при цементировании . . . . . . . . . .
Гидравлический расчет . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Показатели качества цементирования . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Отчет по результатам . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
ТРЕБОВАНИЯ К ОФОРМЛЕНИЮ КУРСОВОГО ПРОЕКТА .
Список рекомендуемой литературы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
ПРИЛОЖЕНИЯ
Образцы выполнения работы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Прочностные и весовые характеристики труб отечественного производства. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Прочностные характеристики импортных обсадных труб (по стандартам АНИ). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Характеристика реагентов для регулирования свойств тампонажных растворов. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Перевод единиц системы си в единицы МКГСС. . . . . . . . . . . . . . . . .
4
123
123
124
127
130
134
135
140
141
144
149
179
196
204
ОСНОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ ВЕЛИЧИН, ПРИНЯТЫЕ В ФОРМУЛАХ
Определения
Расстояние от устья скважин до, м:
- башмака эксплуатационной колонны
- башмака предыдущей колонны
- уровня цементного раствора
- уровня жидкости в колонне
- середины рассматриваемого продуктивного или пласта с АВПД
- верхнего конца i-й секции обсадной колонны
- рассчитываемого сечения
Длина i-й секции обсадной колонны, м
Удельный вес, Н/м3:
- газа по воздуху (относительный)
- испытательной жидкости
- бурового раствора за обсадной колонной
- цементного раствора за колонной
- жидкости в обсадной колонне
- гидростатического столба воды
Плотность, г/см3
- плотность поровой жидкости
- плотность промывочной жидкости
Давление, МПа:
- по окончании эксплуатации
- гидравлического разрыва пластов на глубине z
- внутреннее на глубине Z
- внутреннее на устье
- наружное на глубине Z
- внутреннее избыточное на глубине Z
- наружное избыточное на глубине Z
- критическое наружное, при котором
напряжения в теле трубы достигают предела текучести
- критическое внутреннее, при котором напряжения в теле трубы
достигают предела текучести
- пластовое на глубине Z
- давление устойчивости горных пород
- пластовое на глубине L
- опрессовки
Вес, кН:
- одного погонного метра колонны i-ой секции
- i-й секции
- подобранных секций (общий)
Страгивающая нагрузка, кН
Допустимая осевая нагрузка, кН
Коэффициенты:
- сжимаемости газа
- запаса прочности на наружное избыточное давление
- запаса прочности на внутреннее избыточное давление
- запаса прочности на растяжение
- коэффициент резерва
5
Обозначение
L
Lо
h
H
Si
Li
Z
Li

ж
р
ц
в
гс
ρпор ж
ρпж
Pmin
PгрZ
РZ
Pву
Pнz
Рвиz
Pниz
Pкр
Pт
Pплz
Руст
Pпл L
Pоп
gi
Qi
Q
Pcт
[P]
m
n1
n2
n3
kр
ВВЕДЕНИЕ
Основной целью строительства разведочных и эксплуатационных скважин является выявление нефтегазонасыщенных пластов, обеспечение притока
пластовой жидкости и транспортировка последнего на устье скважины. Весь
цикл строительства скважин можно условно подразделить на проводку (бурение) и заканчивание. Под заканчиванием скважины понимают комплекс проводимых работ по вскрытию продуктивных горизонтов, их опробованию и испытанию, а также разобщению нефтенасыщенных пород от выше и нижележащих.
Заканчивание скважин можно разделить на следующие операции:
- вскрытие продуктивных пластов;
- крепление скважины и разобщение пластов;
- освоение скважины;
- опробование и испытание скважины;
- ремонтно-изоляционные работы;
- ликвидация и консервация скважины.
Под вскрытием продуктивных пластов понимают комплекс работ проводимых в скважине при разбуривании перспективных в отношении нефтегазосодержания горизонтов. Основная задача, решаемая при вскрытии продуктивных
пластов - это максимальное сохранение коллекторских свойств пласта. Перед
вскрытием продуктивных горизонтов инженер-технолог, как правило, решает
следующие вопросы - обосновывает выбор конструкции скважины, метода
вскрытия, выявляет наиболее оптимальную рецептуру промывочной жидкости
и т. д.
Крепление скважин это наиболее ответственная операция как по технике
своего осуществления, так и по значимости. От успешности ее выполнения зависит конечная цель бурения. Она оказывает решающее влияние на долговечность работы скважины, на успешность заканчивания и освоения, на охрану
недр и т. д. крепление скважины тесным образом связана с разобщением продуктивных пластов. Основными задачами крепления скважин является создание надежного канала связи пласт-устье скважины и обеспечение надежной
6
изоляции нефтяных, газовых и водоносных пластов, в том числе и с точки зрения охраны окружающей среды. Для решения этих вопросов необходимо рассмотреть большой комплекс вопросов, связанных: с расчетом на прочность обсадных труб и колонн при различном сочетании нагрузок; выбором тампонажных материалов и подбором их рецептур; изучением конкретных гидрогеологических условий, способствующих или препятствующих качественному разобщению пластов; изучением особенностей крепления газовых скважин и т. д.
Основной задачей при освоении скважины является обеспечение притока
пластового флюида в скважину. Эффективность этого вида работ зависит от
правильно выбранной величины репрессии на пласт при бурении скважины и
депрессии при освоении свойств жидкости, находящейся в скважине и многих
других факторов. Метод вызова притока выбирают исходя из геологических и
технологических условий эксплуатации залежи с учетом индивидуальных особенностей каждой скважины.
В последнее время большое значение в цикле строительства скважин на
нефть и газ приобрели работы, связанные с испытаниями пластов. Получение
необходимых сведений о пласте позволяет корректировать задачи, решаемые с
помощью данной скважины, дать предварительную оценку продуктивным горизонтам, оценить коллекторские свойства пласта и определить прогнозные запасы той или иной залежи.
Курсовой проект по «Заканчиванию скважин » выполняется после изучения студентами основных курсов по профилю будущей специальности и прохождения преддипломной практики, на которой собирается промысловый материал для разработки проекта. Цель курсового проектирования –закрепление
студентами теоретических и практических знаний, приобретенных в процессе
обучения, и применение их для решения конкретных задач, связанных с заканчиванием скважин.
При выполнении курсового и дипломного проектов следует ориентироваться на использование наиболее современной техники, технологических приемов и методов организации операций; необходимо использовать учебники,
7
справочники, каталоги оборудования, монографии, статьи из технических журналов, трудов НИИ, сборников институтов, а также ведомственные инструкции.
Курсовой и дипломный проекты не всегда должны совпадать с типовыми
проектами,
выполненными
для
буровых
предприятий
научно-
исследовательскими и проектными институтами (НИПИ). При этом целесообразно отметить отличительные особенности разрабатываемого проекта от типового. Поощряется выполнение отдельных расчетов по авторским программам
для ПЭВМ.
При выполнении дипломного проекта перечисленные выше пункты входят во второй раздел «Техническая часть» пояснительной записки. Поэтому целесообразно разрабатывать курсовой и дипломный проект по одной теме.
1 УКАЗАНИЯ ПО ВЫПОЛНЕНИЮ КУРСОВОГО ПРОЕКТА
1.1 Состав пояснительной записки
- Титульный лист. Образец выполнения титульного листа (приложение
1.1).
- Задание (приложение 1.2).
Задание на курсовое проектирование выдается студенту руководителем
перед отъездом на преддипломную практику и является основанием для сбора
материала.
- Содержание (выполняется аналогично содержанию данного учебного
пособия).
- Введение.
В данном разделе приводится краткая характеристика района (площади),
на которой планируется строительство проектируемой скважины – ее географическое положение (область, край, административный центр, ближайшие
населенные пункты), рельеф местности, местоположение основных баз снабжения, пути сообщения с базами, климатические условия, источники водоснабжения. Первый лист введения должен оформляться в рамку (приложение 1.3). Все
последующие листы оформляются в рамки (приложение 1.4).
8
- Исходные данные для составления проекта.
Данные собираются в период преддипломной практики и до начала проектирования согласовываются с руководителем. Геолого-технические условия
строительства и эксплуатации скважины должны быть представлены в виде
таблицы 1. Дополнительно необходимо указать степень геологической изученности района. Если присутствуют мерзлые горные породы (МГП), то следует
указать глубины границ пород с отрицательными температурами и значения
этих температур, интервалы залегания пород, в которых лед является основным
связующим элементом. Отдельно выделить наличие хемогенных пород (указать
состав этих пород). Кроме этого в данном разделе проекта указываются коэффициенты запаса прочности для расчета обсадных колонн, профиль скважины и
другие данные, которые, по мнению заказчика (руководителя) необходимы при
выполнении проекта.
Таблица 1 - Исходные данные к курсовому проекту
Стратиграфический
горизонт
Глубина залегания
пласта,
м
1
2
Пластовая
температура, 0С
Давление
гидроразрыва,
МПа
Интенсивность
поглощения, м3/ч,
МПа
7
8
9
Спо
соб
эксплуатации
Наибольшая депрессия
(МПа)
или глубина снижения
уровня в
колонне
при освоении, м
Ожи
даемый
дебит
флюида,
м3/с
Наибольшее избыточное
давление
на устье в
эксплуатационной
колонне
после
освоения
скважины,
МПа
15
16
17
18
Толщина,
м
Литологический
состав
породы
Характер
возможных
осложнений
Пластовое
давление,
МПа
3
4
5
6
Окончание таблицы 1
Вид
насыщающего
флюида
Состав
насыщающего флюида
(состав газа;
газовый фактор; агрессивные компоненты газа,
нефти, воды)
Проницаемость
(трещиноватость
пород),
Д
10
11
12
ЭксПараплуметры
атаприменяциемого
онбурового
ный
раствора
гори(ρ, η, τ0)
зонт
13
14
9
2 ПРОЕКТИРОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ И РАСЧЕТ
ОБСАДНЫХ КОЛОНН НА ПРОЧНОСТЬ
2.1 Обоснование и проектирование конструкции скважины
Процесс проводки скважины, как правило, сопровождается предупреждением, а зачастую и ликвидацией (борьбой) различного рода осложнений - обвалы, осыпи, поглощения, нефтегазоводопроявления и т.д. Поэтому, при составлении проекта скважины, в зависимости от геологических условий бурения,
особенностей залегания горных пород, их физико-механических свойств, величин пластовых температур и давлений, давлений гидроразрыва пород, назначения и цели бурения, предполагаемого метода заканчивания скважины, способа
бурения, способа и техники освоения и эксплуатации скважины, уровня организации техники и технологии бурения, геологической изученности района
предусматривается разделение зон (интервалов) обладающих несовместимыми
условиями бурения, обсадными колоннами.
Все обсадные колонны по своему назначению именуются следующим образом.
Направление - самая первая колонна труб или одна труба, предназначенная для закрепления приустьевой части скважины от размыва буровым раствором и обрушения, а также для обеспечения циркуляции жидкости. Направление, как правило, одно. Однако могут быть случаи крепления скважин двумя
направлениями, когда верхняя часть разреза представлена лессовидными почвами, насыпным песком или имеет другие особенности.
Обычно направление спускают в заблаговременно подготовленную шахту
или скважину и цементируют до устья.
Кондуктор - колонна обсадных труб предназначена для разобщения
верхнего интервала разреза горных пород, изоляции пресноводных горизонтов
от загрязнений, монтажа противовыбросового оборудования и подвески последующих обсадных колонн.
Промежуточная обсадная колонна служит для разобщения несовместимых по условиям бурения зон при углублении скважины до намеченной глуби10
ны, они могут быть следующих видов:
Сплошные - перекрывающие весь ствол скважины от забоя до устья независимо от крепления предыдущего интервала.
Хвостовики - для крепления только необсаженного интервала скважины с
перекрытием предыдущей обсадной колонны на некоторую величину.
Летучки - специальные промежуточные обсадные колонны, служащие
только для перекрытия интервала осложнений и не имеющие связи с предыдущими или последующими обсадными колоннами.
Эксплуатационная колонна - самая последняя колонна обсадных труб, которой крепят скважину для разобщения продуктивных горизонтов от всех
остальных пород и извлечения из скважины нефти или газа, или, наоборот для
нагнетания в пласты жидкости или газа. Иногда в качестве эксплуатационной
колонны может быть использована частично или полностью последняя промежуточная колонна.
Основными параметрами, характеризующими конструкцию скважины,
являются количество и диаметр обсадных колонн, глубина их спуска, диаметр
долот, высота подъема тампонажного раствора.
Конструкция скважины определяется заданием заказчика (добывающей
организации) и геологическими условиями района работ. Конструкция скважины в части надежности, технологичности и безопасности должна обеспечивать
[1]:
- максимальное использование пластовой энергии продуктивных горизонтов в процессе эксплуатации за счет выбора оптимального диаметра эксплуатационной колонны и возможности достижения проектного уровня гидродинамической связи продуктивных отложений со стволом скважины;
- применение эффективного оборудования, оптимальных способов и режимов эксплуатации, поддержания пластового давления, теплового воздействия и других методов повышения нефтеотдачи пластов;
- условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на всех
этапах строительства и эксплуатации скважины;
11
- получение необходимой горно-геологической информации по вскрываемому разрезу;
- условия охраны недр и окружающей среды, в первую очередь за счет
прочности и долговечности крепи скважины, герметичности обсадных колонн и
кольцевых пространств, а также изоляции флюидосодержащих горизонтов друг
от друга, от проницаемых пород и дневной поверхности;
- максимальную унификацию по типоразмерам обсадных труб и ствола
скважины.
Обоснование конструкции проводится в два этапа. На первом этапе выбирается метод вхождения в пласт, число обсадных колонн и глубины их спуска. Оптимальное число обсадных колонн и глубина установки их башмаков при
проектировании конструкции скважин определяются количеством зон с несовместимыми условиями проводки ствола по градиентам пластовых (поровых)
давлений гидроразрыва (поглощения) пластов, прочности и устойчивости пород.
Оптимальное число промежуточных обсадных колонн и глубины установки их башмаков при проектировании конструкции скважин определяются
графически, по числу зон с несовместимыми условиями
бурения, которые
строятся сопоставлением градиентов пластовых (поровых) давлений (grad Рпл),
давлений гидроразрыва (поглощения) пластов (grad Ргр), прочности и устойчивости пород (grad Руст) (рисунок 1).
Рпл z
, МПа/м,
Z
Ргр z
, МПа/м,
grad Ргрz =
Z
Руст z
, МПа/м,
grad Рустz =
Z
grad Рплz =
(1)
(2)
(3)
где Р уст = Рпл  Кр – давление относительной устойчивости породы;
Кр – коэффициент резерва в таблице 2, регламентированный [1].
В газосодержащем пласте grad Рпл, и grad Ргр рассчитываются для кровли и для подошвы.
12
1,0 1,1 1,2 1,3 1,4 1,5 1,6 1,7 1,8 1,9 2,0 2,1
2,2 2,3
Плотность промывочной жидкости,
кг/м3 10-3
Глубина
спуска
колонны, м
Глубина, м
Градиенты давлений, МПа/м∙102
50
40
100
300
-grad
РПЛ
400
500
600
700
gradPУСТ
-- grad PГР
700
1100 - 1800
200
800
900
1000
1100
1200
1300
1400
1500
1050 - 1600
1600
1700
1800
1900
газ
2000
2100
нефть
2200
Рисунок 1 – Совмещенный график изменения градиентов давлений
13
Таблица 2 – Коэффициент резерва
 1200
1,1
Глубина Z, м
Кр не более
>1200
1,05
Проектные решения по выбору плотности бурового раствора должны
предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытия продуктивного горизонта, превышающего проектные
пластовые давления на величину не менее:
- 10 % для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м).
- 5 % для интервалов от 1200 м до проектной глубины.
В необходимых случаях проектом может устанавливаться большая плотность раствора, но при этом противодавление на горизонты не должно превышать пластовые давления на 15 кгс/см2 (1,5 МПа) для скважин глубиной до
1200 м и 25-30 кгс/см2 (2,5-3,0 МПа) для более глубоких скважин.
В интервалах, сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми сланцами,
солями, склонными к потере устойчивости и текучести, плотность, фильтрация,
химический состав бурового раствора устанавливаются исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины. При этом репрессия не должна превышать пределов, установленных для всего интервала совместимых
условий бурения. Допускается депрессия на стенки скважины в пределах 10-15
% эффективных скелетных напряжений (разница между горным и поровым
давлением пород).
В случае установки противовыбросового оборудования (ПВО), глубина
спуска колонны уточняется из условия недопущения прорыва пластового флюида под башмаком колонны при закрытом устье во время ликвидации газопроявления. В общем случае допускается определять по формуле
Н  Кр
где
Рв z
, м
gradPгр z
(4)
Рпл(2  S)
, МПа
(2  S)
(5)
Si = 10-4    (L - z).
(6)
Рвz=
14
Число обсадных колонн и возможные глубины их спуска зависят от количества интервалов, несовместимых по условиям бурения, определяемых по
графику совмещенных давлений (графику изменения коэффициентов аномальности пластовых давлений и индексов давлений начала поглощения), который
должен быть приведен в пояснительной записке проекта. В тех случаях, когда
значения пластового давления и поглощения неизвестны, для расчета индексов
(градиентов) и давлений поглощения (гидроразрыва) можно пользоваться эмпирической формулой Б.А.Итона:
Кn =

1 
К г  К а   К а ,
(7)
где
Кг - индекс геостатического давления (отношение геостатического давле
ния к гидростатическому давлению столба пресной воды на той же
глубине);
Ка - коэффициент аномальности (отношение пластового давления к гид
ростатическому давлению столба пресной воды в одних и тех же
интервалах);
µ - коэффициент Пуассона для горной породы.
Ориентировочно для крепких кварцевых песчаников µ = 0,17; песчаников
с контактным цементом – 0,20; для песчаников и алевролитов – 0,30; для известняков и доломитов – 0,25; аргиллитов – 0,30; уплотненных глин – 0,36; пластичных глин и каменной соли – 0,44.
Башмак обсадной колонны, перекрывающий породы, склонные к текучести, следует устанавливать ниже их подошвы или в плотных пропластках. Глубина спуска эксплуатационной колонны в общем случае определяется глубиной
залегания подошвы продуктивного горизонта (проектный интервал перфорации) с учетом технологического зумпфа (до 50 м) и цементного стакана (в
среднем 20 м) в зависимости от способа вхождения в пласт, вторичного вскрытия пласта.
До вскрытия продуктивных и напорных водоносных горизонтов должен
предусматриваться спуск минимум одной промежуточной колонны или кон15
дуктора до глубины, исключающей возможность разрыва пород после полного
замещения бурового раствора в скважине пластовым флюидом или смесью
флюидов различных горизонтов и герметизации устья скважины [1].
При выборе числа обсадных колонн необходимо учитывать устойчивость
горных пород и необходимость перекрытия мерзлых горных пород. Важно
помнить о наличии флюидов, агрессивных по отношению к промывочным
жидкостям, обсадным трубам и тампонажным материалам. В случае проектирования поисково-разведочных скважин - предусмотреть возможность спуска
резервной обсадной колонны.
На втором этапе выбирают размеры колонн, диаметры долот, интервалы
цементирования. Интервалы цементирования обсадных колонн определяются в
соответствии правилами [1].
Направления и кондуктора цементируются до устья. В нижележащей части стратиграфического разреза цементированию подлежат:
- продуктивные горизонты, кроме запроектированных к эксплуатации открытым забоем;
- продуктивные отложения, не подлежащие эксплуатации, в том числе с
непромышленными запасами;
- истощенные горизонты;
- водоносные проницаемые горизонты;
- горизонты вторичных (техногенных) скоплений нефти и газа;
- интервалы, сложенные пластичными породами, склонными к деформациям;
- интервалы, породы которых или продукты их насыщения способны вызывать ускоренную коррозию обсадных труб.
Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения секций обсадных колонн, а также башмаком предыдущей обсадной колонны, в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150 м и 500 м.
16
Все вышеуказанные интервалы цементирования объединяются в один
общий. Разрыв сплошности цементного кольца по высоте за обсадными колоннами не допускается. Исключения составляют случаи встречного цементирования в условиях поглощения.
Общая проектная высота подъема тампонажного раствора за обсадными
колоннами должна обеспечивать [1]:
- превышение гидростатических давлений составного столба бурового
раствора и жидкости затворения цемента над пластовыми давлениями перекрываемых флюидосодержащих горизонтов*;
- исключение гидроразрыва пород или развитие интенсивного поглощения раствора;
- возможность разгрузки обсадной колонны на цементное кольцо для
установки колонной головки.
При ступенчатом цементировании, спуске колонн секциями нижние и
промежуточные ступени обсадных колонн, а также потайные колонны должны
быть зацементированы по всей длине.
При перекрытии кондуктором или промежуточной колонной зон поглощения, пройденных без выхода циркуляции, допускается подъем тампонажных
растворов до подошвы поглощающего пласта с последующим (после ОЗЦ) проведением встречного цементирования через межколонное пространство. Запрещается приступать к спуску технических и эксплуатационных колонн в
скважину, осложненную поглощениями бурового раствора с одновременным
флюидопроявлением, осыпями, обвалами, затяжками и посадками бурильной
колонны, до ликвидации осложнений [1].
В проекте возможно принятие других решений, но они должны быть
соответствующим образом обоснованы.
* Рассчитывать высоту подъема тампонажного раствора можно по формуле:
Н=1,05×Рпл/g×ρпор.ж. ,
где Рпл – пластовое давление флюидосодержащих горизонтов;
ρпор.ж. - плотность поровой жидкости цементного камня.
17
Диаметры обсадных колонн и диаметры долот для бурения под них определяют согласно [1-6], с учетом литологии, профиля скважины и других факторов. Например, в наклонных скважинах зазоры должны быть увеличены. Если
участок ствола скважины представлен недостаточно устойчивыми породами,
склонными к выпучиванию, величину зазора между обсадной колонной и стенкой также необходимо увеличивать. Типоразмеры труб можно взять из [5-8].
Диаметр эксплуатационной колонны выбирают в зависимости от назначения скважины. Для эксплуатационных и нагнетательных скважин диаметр
эксплуатационной колонны принимают в зависимости от ожидаемых дебитов
на разных стадиях разработки месторождения, способов эксплуатации скважины, габаритных размеров оборудования для эксплуатации и глубины скважины.
Диаметр эксплуатационной колонны должен быть достаточным для выполнения в скважине подземного и капитального ремонта [2].
Таблица 3 – Соотношение меду ожидаемым дебитом скважины и диаметром эксплуатационных колонн [1]
Нефтяные скважины
Дебит, м3/сут
Диаметр, мм
<40
114
40-100
127, 140
100-150
140, 146
150-300
168, 178
>300
178, 194
Газовые скважины
Дебит, м /сут
Диаметр, мм
<75
114
75-250
114, 146
250-500
146, 168
500-1000
168, 219
1000-5000
219 - 273
3
Для высокодебитных скважин выбор диаметра эксплуатационной колонны должен осуществляться из условий максимального использования энергии
пласта с учетом капиталовложений.
Р.Е. Смит и М.У. Клегг оценивают рациональность конструкции газовой
скважины по показателям удельного среднего дебита скважины:
J= Vr /K(pп-pr),
где
Vr – заданный отбор газа из месторождений;
К – капиталовложения в сооружение всех эксплуатационных скважин
месторождения;
pr - давление на устье средней скважины;
18
(8)
pп – пластовое давление.
Диаметры промежуточных колонн и кондукторов, а также диаметры долот для бурения под каждую колонну (dд) находят из следующих соотношений:
- диаметр ствола скважины под обсадную колонну с наружным диаметром по муфте (dм)
dд = dм + н , мм
(9)
- наружный диаметр предыдущей обсадной колонны [( dн)пред]
(dн)пред = dд + 2(в +), мм
(10)
где н - разность диаметров между муфтой обсадной колонны и стенкой
ствола скважины;
в - радиальный зазор между долотом и внутренней поверхностью той
колонны, через которую оно должно проходить при бурении
скважины от 5 до 10 мм;
 - наибольшая возможная толщина стенки труб данной колонны.
Расчетные значения диаметров долот уточняют по ГОСТ 20692-2003
[9], а обсадных труб по ГОСТ 632-80 [10]. Ниже приведены требуемые [1] значения н для ряда обсадных труб (таблица 4).
Таблица 4 - Минимально допустимая разность диаметров
муфт обсадных труб и скважин
Номинальный диаметр обсадных труб dн, мм
114
140
168
273
324
127
146
178
299
340
194
351
219
377
245
426
Разность диаметров* н, мм
15
20
25
35
39-45
* отклонения от указанных величин должны быть обоснованы в
проекте
Основные сочетание размеров обсадных колонн и долот применяемых
для бурения скважин на месторождениях Западной Сибири представлены в
таблице 5.
19
Таблица 5 - Основные сочетание размеров обсадных колонн, муфт и долот
Условный диаметр обсадной
колонны
508
473
426
406
377
351
340
324
273
245
219
194
178
168
Диаметр , мм
Наружный диаметр труб, мм
муфт
508,0
473,1
426,0
406,4
377,0
351,0
339,7
323,9
273,1
244,5
219,1
193,7
177,8
168,3
533,4
508,0
451
431,8
402,0
376,0
365,1
351
298,5
269,9
244,5
215,9
194,5 (198,0)
187,7
долота
550
550
490
490
444,5
444,5
393,7; 444,5
393,7
349,2
295,3; 311,1
269,9
250,8
222,3
215,9;
190,5; 215,9;
146
146,1
166,0
195*; 212*
140
139,7
153,7 (159,0)
190,5; 188,9*
158,7; 161,0;
127
127,0
141,3 (146,0)
190,5
114
114,3
127,0 (133,0)
146; 138,1*
Примечания: Размеры в круглых скобках приведены для труб исполнения Б
* - долота выпускаемые ООО НПП "БУРИНТЕХ" (БИТ)
Необходимая разность диаметров скважин и муфт обсадных колонн
должна выбираться исходя из оптимальных величин, установленных практикой
бурения и максимально обеспечивающих беспрепятственный спуск каждой колонны до проектной глубины, а также качественное их цементирование.
Результаты расчетов сводятся в таблицу 6.
Таблица 6 - Конструкция скважин
Колонна
Диаметр, мм
(наименоваколонны
долота
ние)
1
2
3
20
Глубина
спуска колонны, м
4
Интервалы цементирования, м
5
2.2 Обоснование оборудования устья скважины
Цель данного раздела – определить необходимость использования противовыбросового оборудования (ПВО) и колонных головок (КГ) для нормальной
проводки скважины.
Критериями выбора ПВО являются максимальное давление, возникающее на устье скважины при полном замещении промывочной жидкости пластовым флюидом при закрытом превенторе и диаметры проходных отверстий превенторов, позволяющие нормально вести углубление скважины или проводить
в ней любые работы.
При выборе КГ помимо максимального устьевого давления необходимо
учесть диаметры всех обсадных колонн, обвязываемых с помощью колонной
головки. При наличии в пластовом флюиде сероводорода необходимо выбирать
ПВО и КГ в коррозионностойком исполнении.
Конструкции устья скважины, колонных головок, герметизирующих
устройств должны обеспечивать [1]:
- подвеску с расчетной натяжкой промежуточных и эксплуатационных
колонн с учетом компенсации температурных деформаций на всех стадиях работы скважины (колонны), а также подвеску колонны бурильных труб на противовыбросовом оборудовании;
- контроль за возможными флюидопроявлениями за обсадными колоннами;
- возможность аварийного глушения скважины;
- герметичность межколонных пространств при строительстве и эксплуатации скважин;
- испытание обсадных колонн и межколонных пространств на герметичность.
Максимальное давление, которое может возникнуть на устье скважины в
случае закрытия превентора после начавшегося газо-, нефте-, водопроявления
определяется по формулам, приведенным в [1, 2, 7, 11].
21
Для промежуточных колонн, на которых установлено ПВО, максимальное внутреннее давление на устье, рассчитанное из условия проявления, увеличивается на ∆Р; ∆Р – дополнительное давление на устье, необходимое для
ликвидации проявления, указанное в проекте на основе промысловых данных.
2.3 Расчет обсадных колонн на прочность
Выбор обсадных труб и расчет обсадных колонн на прочность проводятся
с учетом максимальных ожидаемых избыточных наружных и внутренних давлений при полном замещении бурового раствора (жидкости глушения) пластовым флюидом или газожидкостной смесью, снижении уровня в процессе освоения или механизированной добыче, нагрузок, возникающих в результате пространственного искривления скважин, а также осевых нагрузок на трубы и
агрессивности флюида на стадиях строительства и эксплуатации.
При расчете обсадных колонн должны быть использованы нормативные
документы, согласованные с Госгортехнадзором России.
Прочность кондукторов, технических колонн и установленного на них
противовыбросового оборудования должна обеспечить:
- герметизацию устья скважины в случаях газоводонефтепроявлений, выбросов и открытого фонтанирования с учетом превышения дополнительного
давления, необходимого для глушения скважины, не менее чем на 10 %;
- устойчивость (сохранение целостности) при воздействии гидростатического давления столба бурового раствора максимальной плотности;
- противостояние воздействию максимальных сжимающих нагрузок в
случаях открытого фонтанирования или поглощения с падением уровня бурового раствора, а также в интервалах залегания склонных к текучести пород.
Методика расчета обсадных колонн сводится к определению наружных
избыточных Рни и внутренних избыточных Рви давлений, а также растягивающих нагрузок Q.
22
Условия прочности колонны:
- на смятие
Рниz  Ркр/n1,
(11);
- на разрыв
Рвиz  Рт/n2,
(12);
Q  Рст/n3
(13).
- на растяжение
2.3.1 Выбор равнопрочной конструкции обсадной колонны
2.3.1.1 На основании исходных и расчетных данных определяется схема
расположения технических жидкостей (цементного камня) внутри и за колонной на различных стадиях строительства и эксплуатации скважины (рисунок 2).
Ру≥0
Ру>0
Ру>0
Ру>0
h
h
НН
h
h
H
H
L
а
б
в
г
д
Рисунок 2 - Схемы уровней жидкостей в скважине:
2.3.1.2 Определяют внутренние и наружные избыточные давления на глубинах h, H, Lо, Si, L на момент окончания цементирования, испытания колонны на герметичность, окончания эксплуатации и освоения скважин (таблица
7-10).
Таблица 7 - Положение уровня жидкости Н в скважине
Н
<500
- при испытании на
герметичность, Ни
- при освоении скважины, Но
Глубина скважины, L, м
500-1000 1000-1500
1500-2000
>2000
400
500
650
800
1000
350
450
600
750
950
- при окончании
эксплуатации, Нэ
 2/3 Lскв
23
Таблица 8 - Формулы для расчета избыточных давлений Рни
1
Окончание
цементирования
2
О (устье)
H
Рниh=10-6 (р--в) h
Z
H*
-
Испытание на герметичность
Освоение
снижением уровня
снижением уровня
3
4
скважина нефтяная
Рнио=0
если h < Hо*
если h < Hи*
Рниh=10-6р h
Рниh=10-6р h
если h>Ho
если Ни<h
Рниh=10-6[рh-в (h-Ho)]
Рниh=10-6[рh-в (h-Hи)]
если h > Hи*
10
РниН=10-6р Hи
(Ни,Но,Нэ)
если h< Hи
РниНи=10-6[рh+гс (Hи- h)]
Lo
-
РниLo=PнLo -10-6в (Lo-Hи)
Окончание
эксплуатации
5
если h < Hэ*
Рниh=10-6р h
если h>Hэ
Рниh=10-6[рh-в (h-Hэ)]
ЕСЛИ H > HО*
РниН=10-6р Hо
если h > Hэ*
РниН=10-6р Hэ
если h< Hо
если h< Hэ
РниНо=10 [рh+гс (Hо- h)]
-6
Рни Нэ=10-6[рh+гс (Hэ- h)]
РНИLO=PНLO -10-6В (LOHО)
РнLo  РплLo

** 
6
РнLo  10  р  h   гс (Lo  h )

L=Si
РниL***=
РниL=PнL -10-6в (L-Hи)
РниL=PнL -10-6в (L-Ho)
Рн L  Рпл

** 
6
Рн L  10  р  h   гс (L  h )


РниL=PнL -10-6в (L-Hэ)
=10-6[(  ц-в)L-(  ц-р)h]
РниLo=PнLo -10-6в (Lo-Hэ)

1
Окончание таблицы 8
2
О
(устье)
Lo
-
3
4
скважина газовая
Рниz=0
РниLo=PнLo -10-6в (Lo-Hи)
Рниz= Рнz -Рmin
РниLo=PнLo -10-6в (LoHo)
Р Н
** 

L=Si
РниL=10-6(ц-в)L
РниL=PнL -10-6в (L-Hи)
5
РниLo= РнLo –Рmin
 106  гс  Lo
Pн Lо  PплLo
Lо
РниL=PнL -10-6в (L-Ho)
РниL= РнL –Рmin
Р Н  106  гс  L
**  L
Pн L  Pпл

11
 L  1000и
,
при
Р

10
МПа
 вн
а также при Рвн 4 МПа
и любом L
принимают Рв = Рпл
*
- Положение уровня жидкости для расчетов в таблице 7
** - Принимается максимальное расчетное значение
*** - Для случая применения нескольких видов тампонажных растворов следует рассчитывать Рни
на границе каждого из них
25
Таблица 9 - Формулы для расчета внутренних избыточных давлений-Pвн
Z
О
h
Н
Lо
L=Si
О
Испытание на герметичность в один прием без пакера
Скважина нефтяная
если 1,1Ру > Роп , то Рвио = 1,1Ру , иначе Рвио = Роп ,
где Ру = Рпл – 10-6 в L
Рвиh = Рвио - 10-6 (р-ж) h
РвиLo = Рвио+ 10 –6 ж Lо- РнLo
РвиL = Рвио + 10 –6 ж L- Рпл
Скважина газовая
если 1,1Ру > Роп, то Рвио= 1,1 Ру , иначе Рвио= Роп,
где Ру = Рпл /еS
eS = (2+S)/(2-S)
S=
0,03415 ρог × ( L - Z )
m × Т ср
Тср = (Ту + Тз) / 2
Lо
РвиLo = Рвио+ 10 –6 ж Lо- РнLo
L=Si
РвиL = Рвио + 10 –6 ж L- Рпл
____________________________________________
Роп (см. таблицу 10)
m – коэффициент сжимаемости газа, он зависит от давления и температуры и обычно меняется в пределах 0,8 – 1,1;
ρог - относительная плотность газа по воздуху. Для первых двухтрех разведочных скважин ρог можно принять равным 0,6.
Таблица 10 - Минимально необходимое избыточное внутреннее
устьевое давление при испытании на герметичность Роп
[1]
Наружный диаметр колонны, мм
Значение Роп, МПа
114 - 127
15,0
140 - 146
12,5
168
11,5
Расчет внутренних давлений в нефтяных скважинах при вызове притока, испытании на герметичность снижением уровня и по окончании эксплуатации (схемы б, в на рис. 2) производят по формулам:
Pвz = 0 при 0 ≤ Z ≤ Н
Pвz = γв·(z - Н) при Н ≤ Z ≤ L
(14)
Внутреннее давление в колонне на глубине Z при выполнении работ,
связанных с нагнетанием жидкости в скважину (интенсификация, гидроразрыв, ремонтные работы и др.) определяют по следующим формулам:
26
При отсутствии дополнительно спущенных труб и пакера (нагнетание непосредственно по колонне) (рисунок 3а):
Pвz=PплL + ∆P – γж ∙∙( L’ – z) при 0 ≤ Z ≤ L
(15)
Давление на устье при Z = 0
Pвz= Рву = PплL +∆ P – γж ·∙L ,
(16)
где ∆P - дополнительное давление (репрессия), необходимое для обеспе
чения
выхода
жидкости
из
колонны
при
ее
закачивании
в
пласт,(определяется опытным путем, выдается геологической службой);
γж - удельный вес жидкости закачиваемой в пласт, Н/м3.
По этим же формулам определяют внутреннее давление на глубине
Z при нагнетании жидкости через дополнительно спущенную колонну труб
с пакером на глубине Lп ≤ L и Lп ≤ Lд (рисунок 3б).
При расчете колонн для газовых скважин в период ввода их в эксплуатацию внутреннее давление на глубине Z (Рвz) определяют по формулам
Рвz = PплL/еS при 0 ≤ Z ≤ L
(17)
Распределение внутреннего давления по длине колонны допустимо
принимать линейным и рассчитывать по формуле
Рв z = Рв у +
РвL
Рв у
L
Z,
(18)
где РвL – внутреннее давление на глубине L;
Рву – внутреннее давление на устье при его герметизации.
При L ≤ 1000 м и РплL ≤ 10 МПа, а также при РплL ≤ 4,0 МПа и любой глубине пласта допустимо считать, что внутреннее давление по всей
глубине скважины равно пластовому.
В качестве минимального внутреннего давления при окончании эксплуатации скважины принимают наименьшее устьевое и забойное давления.
При расчете колонн газонефтяных и газовых скважин, в которых при
закрытом устье одновременно имеется столб нефти (жидкости) и газа на
всех стадиях эксплуатации внутреннее давление определяют по формулам
Рвz = Рпл - ρ∙(L-Z)
27
при Н ≤ Z ≤ L
(19)
Рисунок 3 - Расчетные схемы при нагнетании жидкости в скважину
по обсадной колонне (а) и нагнетании через дополнительную колонну труб с пакером (б, в).
Рв z =
Pпл L - ρ g ( L - z )
es
при 0 ≤ Z ≤ Н
(20)
где S определяют по формулам (таблица 9), подставляя вместо L значение
H.
Значение H при Pнас < PплL, т.е. при наличии в пласте только нефти с
28
растворенным газом, определяют по формуле
Н L
РплL  Рнас
,
н g
(21)
где ρн принимается плотность нефти в пластовых условиях.
На участке от устья до глубины Н распределение давления допустимо принимать линейным
РвZ  Рв у 
Рвн  Рв у
Н
z,
(22)
где Рву и Рвн определяют по формуле соответственно при Z = 0 и Z = H.
При Н < 1000 и Рвн < 10 МПа, а также при Рвн ≤ 4 МПа и любых Н
давление на участке от устья до глубины Н можно принимать постоянным
и равным Рвн .
При Рнас > РплL принимают H = L (колонна заполнена газом) и расчет внутреннего давления производят как для газовой скважины.
2.3.1.3 Строят эпюры избыточных наружных и внутренних давлений.
Для глубин H, h, L, Si, Lo откладывают в принятом масштабе значения Рниz и полученные точки последовательно соединяют между собой
прямолинейными отрезками (рисунок 4). По максимальным значениям
строятся обобщенные эпюры Рни и Рви.
2.3.1.4 Определив запас прочности n1 на наружное избыточное
давление для 1-й снизу секции колонны (n1 = 1,0 - 1,3 в зависимости от
устойчивости коллекторов), вычисляют произведение (n1РниL) в соответствии с приложением 2.1 подбирают трубы с Ркр>(n1 Рниl), начиная с
труб наименьшей группы прочности "Д" и большей толщиной стенки трубы. Если трубы группы прочности "Д" не удовлетворяют условию прочности, то переходят к трубам более высокой группы прочности.
29
Рниh
Рни Lo
Рви
Pнино
Pнини
Pнинэ
L
Рисунок 4 - Эпюры избыточных наружных и внутренних давлений
Эпюра наружного избыточного давления на период окончания цементирования
Эпюра наружного избыточного давления на период освоения снижением уровня
30
Эпюра наружного избыточного давления на период испытания на герметичность
Эпюра наружного избыточного давления на период окончания эксплуатации
Для выбранных труб определяют запас прочности на внутреннее избыточное давление n2 (таблица 11) на глубине кровли эксплуатационного
объекта мощностью l1. Если найденный запас окажется меньше допустимого, то подбор труб этой секции производят по избыточному внутреннему
давлению.
Таблица 11 - Коэффициенты запаса прочности на внутреннее давление
n2
Диаметры труб, мм
Исполнение А
Исполнение Б
114 - 219
> 219
1,15
1,15
1,15
1,45
2.3.1.5 По эпюре определяют
наружное избыточное давление на
верхнем конце 1-й секции (на глубине L1). А по приложению 2.1 подбирают трубы с Ркр > n1  РниL1 (n1 = 1), из которых и составляют 2-ю секцию.
2.3.1.6 Определяют значение Р1кр для труб 2-й секции из условия
двухосного нагружения, с учетом влияния растягивающих нагрузок от веса
1-й секции длиной l1
P1кр = Ркр (1 - 0,3 Q/Qт ) ,
(23)
где Q - осевая растягивающая нагрузка на трубу;
Qт - растягивающая нагрузка, при которой напряжение в теле трубы
достигает предела текучести (приложение 2.2).
Для полученного значения Р1кр по эпюре определяют уточненную
глубину
спуска
2-й секции L11 (L11 < L1) и уточненную длину 1-й
секции l11 = L – L11. Определяют вес 1-й секции Q11 с помощью приложения 2.3.
2.3.1.7 Для определения длины 2-й секции выбирают трубы 3-й
секции с меньшей по сравнению со 2-й секцией прочностью (приложение 2.1) . Определяют соответствующее им Ркр, а по эпюре находят глубину L2, при которой расчетное наружное избыточное давление будет равно найденному значению.
31
Длина 2-й секции из условия одноосного нагружения l 2=L11-L2.
Определяют вес секции Q2 (приложение 2.3).
2.3.1.8 Определяют величину Р1кр для труб 3-й секции для условий
двухосного нагружения с учетом влияния растягивающих нагрузок от веса
1-й и 2-й секции (Q1 + Q2). Для полученного значения Р1кр по эпюре
определяют уточненную глубину спуска 3-й секции L12 (L12 < L2) и длину
l12 = L11 –L12. Определяют вес секции Q2 (приложение 2.3) Далее производят расчет на внутреннее избыточное давление для верхней трубы 2-й секции. Если запас прочности n2 = Pт/Рвиz окажется недостаточным, то длину
2-й секции определяют из расчета на внутреннее давление (Рт – приложение 2.4). Для этого определяют допустимое давление для труб этой секции, равное Рт/n2, и по эпюре, внутренних избыточных давлений устанавливают глубину Р1кр верхней границы секции. Определяют окончательно
вес 2-й секции Q12 .
2.3.1.9 Для определения длины 3-й секции необходимо выбрать
трубы для 4-й секции. По соответствующему значению Ркр и эпюре наружного избыточного давления найти глубину L3, на которой расчетное давление равно найденному. Длина 3-й секции из условия одноосного
нагружения равна l3 = L12 - L3. Определяют вес секции Q3.
2.3.1.10 Определяют величину Р1кр для труб 4-й секции из условия
двухосного нагружения с учетом влияния растягивающих нагрузок от веса
1-, 2-, 3-й секций.
Для полученного значения Р1кр по эпюре наружного избыточного
давления определяют уточненную глубину спуска 4-й секции L13(L13<L3) и
длину l13 = L12 –L13 . Определяют вес секции Q13. Производят проверочный
расчет 3-й секции на внутреннее давление.
2.3.1.11 Аналогично подбирают последующие секции колонны. При
этом одновременно определяют общий вес всех уже подобранных секций
и каждый раз проверяют условие Q < [P]. Для труб с резьбой треугольного
профиля [P]= Pст/n3 (Рст – приложение 2.5). Значение n3 в таблице 12.
32
Для труб с резьбой трапецеидального профиля значение допускаемых нагрузок [Р] приведены в приложениях 2.6-2.11.
2.3.1.12 Если Q окажется близким к [Рст], то длину последней секции, для которой толщина стенки подобрана из условий внешнего и внутреннего давления, определяют из расчета на растяжение по формуле
li = ([Pст] - Q) /gi
(24)
Таблица 12 - Значения коэффициентов запаса прочности n3
Диаметр труб, мм
114 -168
178 - 219
Длина колонны, м
до 3000
> 3000
до 1500
> 1500
n3
1,15
1,30
1,30
1,45
2.3.1.13 Секция li разграничивает обе части колонны, поэтому последующие секции подбирают расчетом на растяжение из более прочных
труб, для которых значение «Р» определяют по приложению 2.6. Затем по
формуле (24) вычисляют допустимую длину секции. Таким образом, для
верхней части колонны секции подбирают до тех пор, пока общая длина
всех подобранных секций не окажется равной глубине скважины или не
превысит ее.
Подбираемые секции верхней части одновременно проверяют на
избыточное внутреннее давление. При необходимости - и на наружное избыточное давление. Результаты вычислений сводят в таблицу 13. В приложениях 3.1 – 3.9 представлены прочностные харктеристики импортных
обсадных труб по стандартам АНИ [7].
Таблица 13 - Конструкция обсадной колонны
Номер
секции
Группа
прочности
1
2
Толщина
стенки
трубы, мм
3
Длина
секции, м
Вес секции,
кН
4
5
Примечание. Счет секций ведется снизу вверх.
33
2.3.2 Особенности расчета обсадных колонн для наклонно
направленных скважин
Расчет обсадных колонн для наклонно направленных скважин производят с учетом планируемого профиля на стадии проектирования или по
фактическим данным инклинометрии ствола скважины.
Основное отличие расчета обсадных колонн для наклонно направленных скважин от расчета для вертикальных скважин заключается в
определении запаса прочности на растяжение, который производится в зависимости от интенсивности искривления ствола скважины, а также расчета наружных и внутренних давлений с учетом удлинения ствола скважины.
Расчет наружного и внутреннего избыточного давлений производят
по формулам, приведенным в таблицах 7-9. При этом расчетные глубины
определяют как проекции глубин по стволу скважины на вертикальную
плоскость.
Переход от глубины по стволу скважины к глубине по вертикали
производится по формуле
Z  Z  Z ,
где
(25)
Z - глубина по длине ствола скважины, м;
Z - удлинение по глубине Z , м.
Значение Z определяется по фактическим данным инклинометрии
ствола скважины, а на стадии проектирования расчетным путем.
Если имеется фактический или проектный профиль ствола скважины, то расчет Z допускается производить графическим методом по проекции на вертикальную плоскость. При общем удлинении ствола скважины
менее 50 м допускается производить расчет давлений как для вертикальных скважин (без корректировки глубин).
Для построения эпюры избыточных давлений на вертикальной оси
откладывают значения глубин по стволу скважины Z , соответствующие
характерным точкам L, h, H, а в горизонтальном направлении от точек
L, h, H - значения давлений, определенных по значениям вертикальных
34
проекций L, h, H. Полученные точки последовательно соединяют между
собой.
Влияние изгиба обсадной колонны учитывается увеличением запаса прочности на растяжение в зависимости от интенсивности искривления,
размера и прочности резьбового соединения.
Интенсивность искривления ствола скважины о (искривление на
длине 10 м в градусах) определяют на стадии проектирования по формуле
0  573 / R , град/10 м
(26)
где R – проектный радиус искривления, м .
Для пробуренного ствола 0 определяют по результатам инклинометрии.
Коэффициент запаса прочности на растяжение для обсадных труб с
треугольной резьбой на изогнутом участке ствола (n13) определяют по
формуле
n13 
n3
,
1  n 3 ( 0  0,5)
(27)
где n3 – коэффициент запаса прочности на растяжение, принимаемый для
вертикальной колонны, (см. таблицу 12);
 - коэффициент, учитывающий влияние размеров соединения и его
прочностные характеристики (приложение 21);
0 - интенсивность искривления труб.
Минимальные запасы прочности n13 для труб по ГОСТ 632-80
[10] представлены в таблице 14.
Таблица 14 - Минимальные запасы прочности n13 для труб
ГОСТ 632-80
Минимальное значение запаса
прочности n13 при 0 = 0,5 град/10
м
1,30
1,45
1,60
1,75
Диаметр труб , мм
114 - 168
178 - 145
273 - 324
более 324
35
Допустимую нагрузку рассчитывают по формуле
Р  Рстр / n13
,
(28)
где Рстр – определяют в соответствии с приложением 7.
Для труб с резьбами трапецеидального профиля и нормальным диаметром муфт (ОТТМ, ОТТГ, ТБО и импортных труб с резьбой «Батресс»,
«Экстрем лайн» VAM’ и др.):
- при интенсивности искривления скважин до 50/10 м для труб диаметром до 168 мм и до 30/10 м для труб диаметром более 168 мм расчет на
прочность соединения при растяжении производят так же, как для вертикальных скважин без учета изгиба;
- при интенсивности искривления от 3 до 5 0/10 м для труб диаметром
более 168 мм допускаемая нагрузка на растяжение уменьшается на 10%.
Коэффициент запаса прочности для гладкого тела трубы на изогнутом участке ствола определяют по формуле
n14 
n4
,
1  n 41 ( 0  0,5)
(29)
где n4 = 1,25 – коэффициент запаса прочности;
1 - коэффициент, учитывающий влияние формы тела трубы и ее
прочностные характеристики (приложение 22).
Допускаемую нагрузку для гладкого тела трубы с учетом изгиба колонны определяют из выражения
Р 
где
Р
F
 1 т , кН
1
n4
n4
(30)
F – площадь сечения трубы, мм2;
т – предел текучести материала трубы, МПа.
До начала расчета колонн выделяют интервалы, в которых происхо-
дило (будет производиться) отклонение ствола скважины (рисунок 5); увеличивая каждый из них на 25 м в сторону устья скважины. Выделяют интервал с максимальной интенсивностью искривления оmax:
36
L1′
НВ
α01
НК Н2
L2′ LК
α02
α03
L3′
НС
НКР
Н
L
L4′
а04
а02
а 03
А
А1
а04
Рисунок 5 – Профиль наклонно-направленной скважины
37
- если интервал с максимальной интенсивностью искривления является первым от устья скважины 01max (участок L11  L12 ), то расчет всей
части колонны от L11 до L1 на растяжение производят с запасом прочности
n13 , полученным с учетом 01 , не принимая во внимание 02 и 03;
- если 02 = max , то участок колонны L11  L13 рассчитывают с учетом 01, а участок L13  L1 - с учетом 02;
- если 01 02  03 , то участок L11  L13 рассчитывается при 01;
L13  L15 , при 02 ; L15  L1 - при 03.
При длине вертикального участка не более 100 м допускается принимать запас прочности на растяжение равным принятому для первого нижележащего интервала, в котором производится набор зенитного угла.
2.3.3 Особенности расчета обсадных колонн для горизонтальных
скважин
Расчет наружных и внутренних давлений производится по формулам
для вертикальных скважин (таблица 8-10) по приведенным к вертикальной
проекции глубинам.
Запас прочности на наружное избыточное давление для горизонтально расположенного участка колонны принимается равным 1,3 - 1,5 (в зависимости от устойчивости коллектора). Запас прочности на растяжение с
учетом изгиба определяется как для наклонно направленных скважин.
Для нижней секции обсадной колонны с целью облегчения проведения аварийных работ рекомендуется выбирать трубы с трапецеидальным
профилем резьбы с заходом на 50 м в обсадную часть предыдущей колонны.
2.4 Расчет усилия натяжения обсадных колонн
При обвязке устья скважины определяют величину натяжения обсадных колонн, исходя из условия сохранения прямолинейной формы не-
38
зацементированной части колонны при изменении температуры и давления.
В случае наклонно направленных скважин расчет натяжения производят только для вертикального незацементированного участка колонны.
Величину натяжения обсадной колонны, которая не подвергается
воздействию температур и внутреннего избыточного давления, или условия ее работы неизвестны определяют по формуле
Qн  Qо
где
(31)
,
Qн – усилия натяжения, кН;
Qо - вес свободной (незацементированной) части колонны, кН.
Минимальное значение усилия натяжения для скважин любого
назначения определяют по наибольшему
значению, вычисленному по
формулам
Qн  Qо ,


 Qн  Qo  Р1  Р 2 -Р3 ,
(32)
где Р1 – осевое усилие от действия температурных изменений в колонне,
кН;
Р1 = ЕFt  10-3
(33)
Р2 – осевое усилие от действия внутреннего устьевого давления при
эксплуатации, кН;
Р2 = 0,31 Р d 2  10+3
(34)
Р3 – осевое усилие от действия внутреннего и внешнего гидростатических давлений, кН;
Р3 = 0,655Lсч  (D2р - d2 в)  10-3 ,
(35)
где Р3 – внутреннее устьевое давление в колонне при эксплуатации, МПа;
Lсч – длина свободной части колонны, м;
D, d – соответственно наружный и внутренний диаметры обсадной
колонны, м;
d
где
d1l1  d 2l2  ...  d n ln
,
Lскв
l1, l2 - ln – длины секций обсадной колонны, м;
39
(36)
р, в
-
удельные веса жидкости за колонной и внутри нее в
процессе эксплуатации, н/м3;

- коэффициент линейного расширения, 1/0С;
 = 12  10-6;
Е – модуль упругости материала трубы, Па;
Е = 2  1011;
t – средняя температура нагрева (охлаждения) колонны, 0С. При
нагревании положительна, при охлаждении – отрицательна.
Приближенное значение t может быть определено по формуле
t 
( t 3  t1 )  ( t 4  t 2 ) 0
,С
2
(37)
где t1, t2 – температура колонны до эксплуатации соответственно на устье
и на уровне цементного кольца, 0С;
t 2  t1  ( t 0  t 1 )
l 0
, С
L
(38)
t3, t4 - температура жидкости за колонной в процессе эксплуатации,
соответственно у устья и на уровне цементного кольца
t 4  t 3  (t 0  t 3 )
l 0
,С
L
(39)
tо – температура на забое, определенная по геотермическому градиенту
L  1000
 t z ,0С
100
t o  To 
(40)
где То – температура на глубине 1000 м (20 - 90 0С)
tz – геотермический градиент 0С/100 м (tz = 1 - 8)
t3 – обычно принимается на 20 - 30 0С меньше температуры на забое.
После натяжения колонны должны соблюдаться следующие условия
прочности
Qн  Qо  EFt  103  0,47Рd 2  103  0,235Z(D2  p  d 2 и )  103  Р;
Qн  Qо  P,
40
(41)
(42)
где
р = р - 1р ;
в = в -
1в ;
1р , 1в - удельные веса жидкости в скважине после спуска и
цементирования колонны, Н\м3;
[P] - допустимая осевая нагрузка на обсадные трубы, кН.
В случае не выполнения указанных условий следует увеличить прочность обсадных труб в интервале не зацементированного участка колонны.
2.5 Обоснование состава технологической оснастки и размещение
ее элементов на обсадной колонне
В данном разделе обосновывается необходимость применения, тип,
количество и места установки скребков, турбулизаторов, башмаков, обратных клапанов, разделительных пробок, центрирующих фонарей и других
элементов оснастки. При этом учитывают профиль скважины, геологический разрез, результаты кавернометрии, а также опыт цементирования по
ранее пробуренным скважинам.
Элементы оснастки обсадных колонн представляют комплекс
устройств, применяемый для успешного спуска обсадных колонн и качественного цементирования скважин, надежного разобщения пластов и
нормальной последующей эксплуатации скважин.
Башмак с направляющей насадкой предназначен для оборудования
нижней части обсадной колонны с целью повышения ее проходимости по
стволу скважины и предупреждения повреждения нижней трубы при посадках. Башмаки присоединяют к нижней части обсадной колонны на
резьбе или сварке. Направляющие насадки в основном изготовляют из чугуна или бетона. В промежуточных колоннах при после дующем углублении ствола их разбуривают. Для обсадных колонн диаметром 351 мм и более в ряде случаев применяют башмаки с фаской без металлических
направляющих насадок с целью исключения работ по разбуриванию металла на забое.
41
Башмачный патрубок с отверстиями применяют в тех случаях, когда
существует опасность забивания промывочных отверстий направляющей
насадки.
Рисунок 6 - Башмак колонный БКМ-146
Характеристики башмаков представлены в таблице 15.
Таблица 15 - Технические характеристики башмаков обсадных колонн
Шифр башмака
БКМ-140,
БКМ-146,
БКМ-168,
БКМ-245,
БКМ-324,
Параметры
Условный диаметр
обсадных труб, мм
Наружный диаметр
башмака, мм
Высота
башмака,
мм
Диаметр центрального отверстия, мм
Масса, кг
БКМ-140
ОТТМ
БКМ-146
ОТТМ
БКМ-168
ОТТМ
БКМ-245
ОТТМ
БКМ-324
ОТТМ
140
146
168
245
324
159
166
188
270
351
296
298
303
378
390
70
70
80
120
160
16
17
23
53
85
Обратный клапан предназначен для предотвращения перетоков бурового или тампонажного раствора из заколонного пространства в обсадную
колонну в процессе крепления скважины. Его монтируют в башмаке обсадной колонны или на 10-20 м выше него. Обратные клапаны изготовляют
корпусными и бескорпусными. По виду запорного элемента они делятся на
тарельчатые, шаровые и имеющие шарнирную заслонку.
По принципу действия различают три группы обратных клапанов:
а) исключающие перемещение жидкости из заколонного пространства в обсадную колонну при ее спуске в скважину;
42
б) обеспечивающие самозаполнение спускаемой обсадной колонны
буровым раствором при определенном (задаваемом) перепаде давлений
над клапаном и в заколонном пространстве, но исключающие возможность
обратной циркуляции раствора;
в) обеспечивающие постоянное самозаполнение обсадной колонны
раствором при спуске в скважину и позволяющие ее промывку методом
обратной циркуляции, они включаются в работу после доставки запорного
элемента клапана с поверхности в его корпус.
Если возможны нефтегазоводопроявления, но отсутствуют поглощения, то при креплении вертикальных и наклонно направленных скважин
следует применять обратные клапаны соответственно первой и второй
групп. При возможности поглощения и отсутствии проявления пластов целесообразно использовать клапаны третьей группы при креплении вертикальных и наклонно направленных скважин. Характеристики обратных
клапанов представлены в таблице 16.
Таблица 16 – Технические характеристики обратных клапанов
Шифр клапана
Наименование
параметров
ЦКОДМ- ЦКОДМ140
140
ЦКОДМ- ЦКОДМ140
140
ОТТМ;
ОТТМ;
ЦКОДМ- ЦКОДМ140 ОТТГ 140 ОТТГ
ЦКОДМЦКОДМ- ЦКОДМ140
245,
324,
ЦКОДМЦКОДМ- ЦКОДМ140
245 ОТТМ 324 ОТТМ
ОТТМ;
КОДГ146
Максимальное рабочее
давление,
МПа
25
25
25
13
10
25
Наружный
метр D, мм
159
166
188
270
351
166
Внутренний диаметр корпуса клапана D1 , мм
118,7
124,7
144,1
220
300
124,7
Диаметр шара d,
мм
76
76
76
76
76
76
Высота клапана Н,
мм
360
(395)
360
(395)
360
400
405
385
Масса клапана, кг
17,8
(19,3)
19,4
(21)
24,4
60
92
18
диа-
43
Рисунок 7 - Клапан обратный дроссельный для горизонтальных
скважин КОДГ: 1-корпус; 2-кольцо нажимное; 3-кольцо;
4-диафрагма; 5,6-набор разрезных шайб; 7-ограничитель;
8-пята; 9-дроссель; 10-пружина; 11-втулка; 12-упор; 13кольцо уплотнительное; 14-шар
Рисунок 8 - Клапан обратный дроссельный модернизированный
ЦКОДМ: 1-корпус;2-кольцо нажимное; 3-диафрагма;
4,5- набор разрезных шайб; 6-кольцо; 7-шар; 8ограничитель; 9-пята; 10-пружина; 11-втулка; 12-упор
44
Головка цементировочная универсальная предназначена для обвязки устья при цементировании нефтяных и газовых скважин в одну и более
ступеней с одновременным расхаживанием обсадных колонн, а также в
случаях манжетного цементирования. Характеристика цементировочных
головок представлена в таблице 17.
Таблица 17 - Технические характеристики цементировочных головок
Наименование показа- ГЦУ-140 ГЦУтелей
146
Условный диаметр, мм
Наибольшее
рабочее
давление, МПа
Внутренний диаметр
головки, мм
Масса, кг
ГЦУ-168
ГЦУ-178
ГЦУ-245
140-146
168
178
245
40
40
32
32
130
144
153
209
222
298
342
420
Рисунок 9 - Головка цементировочная
Упорное кольцо (кольцо "стоп") предназначено для получения четкого сигнала об окончании процесса продавливания тампонажного раствора
при цементировании скважины. Его изготовляют из серого чугуна и устанавливают в муфте обсадной колонны на расстояния 10-30 м от башмака.
Центраторы применяют для центрирования обсадной колонны в
стволе скважины с целью равномерного заполнения кольцевого пространства тампонажным раствором/и качественного разобщения пластов. Кроме
того, они облегчают процесс спуска обсадной колонны, уменьшая силу
45
трения между обсадными трубами и стенками скважины, увеличивают степень вытеснения бурового раствора тампонажным, вследствие образования
локальных завихрений восходящего потока раствора в зонах расположениия центраторов, а также облегчают работу по подвеске хвостовиков и
стыковке секций обсадных колонн в результате центрирования их верхних
концов.
Центраторы по конструкции делятся на разъемные и неразъемные,
пружинные и жесткие, а по характеру закрепления пружинных планок - на
сварные и разборные. Их обычно устанавливают в средней части каждой
обсадной трубы, т.е. в местах наибольшего изгиба.
При креплении наклонно направленных скважин применение центраторов обязательно.
Число центраторов, их тип и место установки определяются в соответствии с [4-6, 12].
Рисунок 10 - Центратор типа ЦЦ
Основные параметры центраторов представлены в таблице 18.
Скребки используют для разрушения корки бурового раствора на
стенках скважины при спуске обсадной колонны в процессе ее цементирования в целях получения прочного контакта цементного камня с горной
породой. Проволочные скребки корончатого типа комплектуют упорным
кольцом "стоп" с витым клином и устанавливают на обсадной колонне рядом с центратором, выше и ниже каждого из них. Допускаемая осевая
46
нагрузка на ограничительное кольцо СК 1,18 тс. На рисунке 11 представлен скребок корончатого типа СК.
Таблица 18 – Основные технические параметры центраторов
Обозначение цен- Наружный Внутренний
тратора
диаметр, мм диаметр, мм
ЦЦ-140/191-216-1
ЦЦ-146/216-1
ЦЦ-168/216-245-1
ЦЦ-245/295-320-1
ЦЦ-2-140/216
ЦЦ-2-146/216
ЦЦ-2-168/216
ЦЦ-4-245/295
ЦЦ-4-273/320
ЦЦ-4-324/394
ЦЦ-4-340/445
264
270
292
370
270
275
300
370
380
445
530
142
148
171
249
142
148
172
249
278
329
345
Максимальная
Количество
радиальная
планок, шт
нагрузка, Н
7850
7850
7850
10450
12000
12000
12000
13500
13500
18000
18000
6
6
6
8
6
6
6
8
8
10
10
Масса, кг
9,0
9,2
10,5
15,0
8,0
8,4
9,9
14,2
15,2
18,7
20,3
Рисунок 11 - Скребок корончатый типа СК: 1-корпус; 2-штифт;
3-скребущие элементы; 4-накладки; 5-стопорные кольца; 6-клинья; 7-обсадная труба
Турбулизаторы предназначены для завихрения восходящего потока
тампонажного раствора в затрубном пространстве при цементировании
скважины. Их устанавливают на обсадной колонне в зонах расширения
ствола скважины на расстоянии не более 3 м друг от друга. Лопасти турбулизаторов могут быть металлическими или резиновыми (резина покры-
47
вается двумя слоями кордной хлопчатобумажной ткани). Угол наклона лопастей турбулизатора типа ЦТ к его вертикальной оси 30; допустимая осевая нагрузка на корпус 1,18 тс. На рисунке 12 представлены центраторы –
турбулизаторы с упругими (ЦТ) и жесткими (ЦТГ) лопастями.
Рисунок 12 - Центраторы-турбулизаторы с упругими (ЦТ) и жесткими (ЦТГ) лопастями; 1-накладки; 2-упругие лопасти; 3корпус; 4-винтовой клин.
Муфты ступенчатого цементирования применяют для крепления
скважин в тех случаях, когда возникает необходимость подъема тампонажного раствора на большую высоту (до 3000 м и более). При оснащении обсадных колонн указанными муфтами становится возможным цементирование скважин в две ступени как с разрывом во времени между ступенями,
так и без него. В стволе скважин их рекомендуется устанавливать в интервалах устойчивых непроницаемых пород и на участках, где отсутствуют
уширения, каверны или желобообразования, а в наклонно направленных
скважинах -также в вертикальной части ствола.
Параметры муфт для ступенчатого цементирования и пакеров представлены в таблице 19.
Основные технические данные пакеров типа ППГУ представлены в
таблице 20.
48
Таблица 19 - Технические параметры муфт для ступенчатого цементирования и пакеров
Шифр изделия
Наружный диаметр,
не более, мм
Длина в рабочем
положении, не более, мм
2145
2145
2145
4100
4100
4200
4200
6500
6500
4100
Внутренний диаметр, не менее, мм
МЦП-140М
178
124
МЦП-146М
178
124
МЦП-168М
200
144
ППГУ-140
180
120
ППГУ-146
180
124
ППГУ-146 СМЦ 1Т
182
124
ППГУ-146 СМЦ 1М
182
124
ППГУ-146 СМЦ 2Т
182
124
ППГУ-146 СМЦ 2М
182
124
ППГУ-168
200
144
Примечание. В шифрах изделий:
140, 146, 168 – наружный диаметр обсадной колонны, на которой устанавливаются муфта и пакер;
М - исполнение муфты специально для манжетного цементирования;
СМЦ - исполнение пакера специально для манжетного и селективно-манжетного
цементирования;
1,2 - количество секций рукавного уплотнительного элемента;
Т, М - исполнение силового слоя рукавного уплотнительного элемента – соответственно, тканевый и металлический.
Таблица 20 - Технические данные пакеров типа ППГУ
Наименование показателя
ППГУ-146
СМЦ 1Т
ППГУ-146
СМЦ 2Т
ППГУ-146
СМЦ 1М
ППГУ-146
СМЦ 2М
1
Максимальный перепад давления
между разобщенными зонами при
номинальном коэффициенте пакеровки, МПа
Избыточное давление в проходном
канале при подготовки пакера срабатыванию, не менее МПа
Управляющее давление установки
пакера, МПа
Перепад давления на редукционнообратный клапан, обеспечивающий
подачу жидкости под нижний
уплотнительный элемент, не менее ,
МПа
Длина перекрываемой уплотнительным элементом пакера зоны, мм не
более
2
3
4
5
16,5
22
16,5
22
6
12
9
6
12
6
1140
49
2280
6
1140
2280
Продолжение таблицы 20
1
Расстояние от торца муфты пакера
до его уплотнительного элемента, не
более, мм
Максимальная рабочая температура,
град С
Максимальное внутреннее избыточное давление на корпус пакера, МПа
Максимальное наружное избыточное давление на корпус пакера, МПа
Максимальная растягивающая осевая нагрузка на корпус пакера, кН
Диаметр проходного канала, мм
Наружный диаметр, мм
Длина в рабочем положении, мм
Масса , кг
2
3
4
5
4100
260
6400
400
2110
150
35
30
850
124
182
4100
240
3400
380
На рисунке 13 представлен пакер проходной гидравлический универсальный заколонный типа ППГУ. На рисунке 14 представлен пакер
двухступенчатого и манжетного цементирования типа ПДМ. На рисунке 15
представлены пробки ПДМ.
1-присоединительный переводник;
2- стальная обойма;
3-рукав;
4-корпус уплотнительного узла;
5-стальная обойма;
6-клапан пакеровки-допакеровки;
7-уравнительный клапан;
8-предохранительныцй клапан;
9-корпус–патрубок;
10-втулка;
11-седло радиально-разжимное;
12-пробка полая срезная;
13-верхний присоединительный переводник
Рисунок 13 - Пакер проходной гидравлический универсальный заколонный типа ППГУ:
50
1-корпус уплотнительного
элемента;
2-уплотнительный элемент
рукавного типа;
3-обжимные кольца;
4-корпус клапанного узла;
5-нижняя втулка;
6-кольцо;
7-уплотнительные кольца;
8-срезные винты;
9-втулка;
10-уплотнительные кольца;
11-срезные штифты;
12-верхняя втулка;
13-уплотнительное кольцо;
14-пружинный разрезной
фиксатор;
15-штифты;
16-кольцо;
17-гильза;
18 – верхний переводник;
19- нижний переводник;
20 -уплотнительный сальник.
Г – проходной канал;
Д – уравнительный канал;
Е – верхняя срезная втулка;
Ж – посадочное гнездо для
нижней
разделительной
пробки;
И – верхняя втулка
Рисунок 14 - Пакер двухступенчатого и манжетного цементирования
типа ПДМ:
Технические характеристики пакеров типа ПДМ приведены в таблице 21. Состав пакера типа ПДМ приведен в таблице 22.
51
Таблица 21 - Технические характеристики пакеров типа ПДМ
Наименование показателей
ПДМ140
ПДМ140-1 ПДМ140-2 ПДМ146
ПДМ140-3
3
4
5
Величина
ПДМ146-1 ПДМ168-1 ПДМ168-2
ПДМ146-2
6
7
8
ПДМ168-3
ПДМ178-1
1
2
9
10
Условный диаметр
140
140
140
146
146
168
168
168
178
колонны, мм
Наружный диаметр
175
177
200
198
200
203
пакера, мм
Диаметр проходно120
120
124
130
126
150
144
144
155
го канала, мм
Рабочая
длина
уплотнительного
1130
1150
1130
1150
1130
1150
элемента, мм
Длина пакера, мм
3250
3320
3320
3250
3320
3250
3250
3320
3320
Масса , кг
210
230
210
190
210
220
230
250
235
ПрисоединительОТТМная
резьба
по ОТТМ-140 ОТТМ-140
ОТТМ-146 ОТТМ-146 ОТТМ-168 ОТТМ-168 ОТТМ-168
ОТТМ-178
140
ГОСТ 632-80
Рукав
уплотниРУПСПТ
РУП 168
РУП162
тельный ТУ 38 РУП 142
РУП СП Т 147
РУП147
147
РУПСПТ168 РУПСПТ175
РУП Т
РУП Т
1052023-92
РУПТ142
РУП СП 147
РУП Т147 РУПСП
РУП СП168 РУП СП175
168
162
147
Максимальный перепад давления на
12
17,5
17,5
12
17,5
12
12
17,5
15
уплотнительных
элементах, МПа
52
ПДМ178-2
11
178
209
155
3320
250
ОТТМ-178
РУПСПТ
178
РУП
СП178
15
Окончание таблицы 21
1
Давление пакеровки, МПа,
Максимальный
расход
жидкости
через пакер, л/с
Максимальная рабочая температура,
0
С
Максимальное
наружное давление
на корпус, МПа
Максимальное
внутреннее давление, МПа
Максимальная грузоподъемность, кН
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Минимальное-8, максимальное -10
60
100
150
150
100
150
100
100
150
150
150
57
60
50
40
48
37
37
49
35
40
63
67
56
46
55
43
43
55
41
45
1400
1400
1250
1250
1300
1500
1500
1700
1500
1800
По требованию заказчика допускается использовать рукава резино-троссовые соответствующих размеров (ГАТЕ
286-85) фирмы «Таурус» Венгерская республика.
53
Таблица 22 - Состав пакера типа ПДМ
Наименование
составной части
Заглушка
Заглушка
Пробка
Пробка
Пробка
Пробка
Пробка
Патрубок
Пробка
Патрубок
Обозначение составной части
ПДМ 140
ПДМ 140-2 ПДМ 140-3 ПДМ 146 ПДМ 146-1 ПДМ 146-2
ПДМ 140-1
ПДМ 168-1
ПДМ 168-2,
ПДМ 168-3
ПДМ 178-1,
ПДМ 178-2
ПДМ.030- ПДМ.030- ПДМ.030ПДМ.168.030ПДМ.168.030 ПДМ.168.030
01
01
01
01
ПДМ.040- ПДМ.040- ПДМ.040ПДМ.168.040ПДМ.040 ПДМ.040 ПДМ.040
ПДМ.168.040 ПДМ.168.040
01
01
01
01
ПДМ.050 ПДМ.050 ПДМ.050 ПДМ.050 ПДМ.050 ПДМ.050 ПДМ.168.050 ПДМ.168.050 ПДМ.168.050
ПДМ.060 ПДМ.060
ПДМ.060 ПДМ.060
ПДМ.168.060 ПДМ.168.060 ПДМ.168.060
ПДМ.070 ПДМ.070
ПДМ.070 ПДМ.070
ПДМ.168.070 ПДМ.168.070 ПДМ168.070
ПДМ.070- ПДМ.070ПДМ.070- ПДМ.070ПДМ.168.070- ПДМ.168.070- ПДМ.168.07001
01
01
01
01
01
01
ПДМ.070ПДМ.07002
02
ПДМ.080ПДМ.080- ПДМ.080ПДМ.168.080- ПДМ.168.080ПДМ.080
ПДМ.168.080
02
01
03
01
03
ПДМ.090- ПДМ.090ПДМ.168.090ПДМ.090 ПДМ.090
ПДМ168.090 ПДМ168.090
01
01
01
ПДМ.043ПДМ.043- ПДМ.043- ПДМ.043ПДМ168.043- ПДМ168.043ПДМ.043
ПДМ.043
ПДМ168.043
01
02
03
03
01
03
ПДМ.030
ПДМ.030
ПДМ.030
54
Колво
шт.
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
Рисунок 15 - Разновидности ПДМ: а - пробка ПДМ.050; б- пробка
ПДМ.060; в- пробка ПДМ.070; г- пробка дополнительная ПДМ.070-01; д- пробка дополнительная
ПДМ.070-02;е- пробка проточная ПДМ.090-01; жпатрубок ПДМ.080
55
Таблица 23 - Характеристики пробок ПДМ
Обозначение
ПДМ.050
ПДМ.168.050
ПДМ.060
ПДМ.168.060
ПДМ.070
ПДМ.168.070
ПДМ.070-01
ПДМ.168.070-01
ПДМ.070-02
ПДМ.168.070-02
ПДМ.090.
ПДМ.090-01
ПДМ.168.090.
ПДМ.168.090-01
ПДМ.080
ПДМ.080-01
ПДМ.080-02
ПДМ.080-03
ПДМ168.080
ПДМ168.080-01
ПДМ168.080-03
Условный
диаметр, мм
140, 146
168, 178
140, 146
168, 178
140, 146
168,178
140, 146
168, 178
140, 146
168, 178
140
146
168
178
140
146
140
146
168
168
178
D, мм
D1, мм
D2, мм
L, мм
138
165
95
115
135
165
135
165
132
162
130
136
158
168
159
166
159
166
188
188
198
99
119
89
109
95
115
95
115
89
109
89
109
270
280
320
350
305
305
320
325
370
350
133
110
325
165
120
325
ОТТМ-140
ОТТМ-146
ОТТМ-140
ОТТМ-146
ОТТМ-168
ОТТМ-168
ОТТМ-178
120
130
124
126
150
144
155
350
350
350
350
350
350
350
Разъединители хвостовиков и секций обсадных колонн предназначены для безопасного спуска на бурильных трубах и для цементирования потайных колонн (хвостовиков) или секций обсадных колонн и последующего отсоединения от них бурильных труб. Разъединители делятся на резьбовые (левая резьба) и безрезьбовые, к которым относятся кулачковые, замковые и штифтовые разъединители. Разъединители оснащены внутренним
пакерующим узлом для обеспечения циркуляции жидкости через башмак
потайной колонны или секции обсадной колонны после отсоединения обсадных труб от бурильных в разъединителе и цементирования их. Наличие
секционной разъединительной пробки в разъединителях позволяет в процессе цементирования потайных колонн и секций обсадных колонн разобщать тампонажный раствор и продавочную жидкость.
56
Подвесные устройства применяют для подвешивания хвостовиков
или секции обсадных колонн в стволе скважины с целью предотвращения
их изгиба от действия собственного веса. Глубинную подвеску потайных
колонн и секций обсадных колонн при креплении скважин производят
тремя способами: на цементном камне, клиньях и опорной поверхности.
Потайные колонны и секции обсадных колонн можно подвешивать на цементном камне в обсаженной и необсаженной частях ствола без ограничений их длины, глубины скважины и кольцевых зазоров, но при обязательном подъеме тампонажного раствора на всю длину цементируемой колонны.
Комплекс технических средств для спуска, подвески и герметизации
хвостовиков 114 мм без их цементирования ПХН 114 / 168.
ПХН 114 /168 комплекс технических средств для спуска и подвески
хвостовика диаметром 114 мм с установкой заколонных проходных пакеров между скважинными фильтрами и герметизацией межтрубного пространства при установке хвостовика в колонне 168 мм.
В комплекс технических средств ПХН 114 /168 входят: модуль разъединителя подвески; модуль пакера подвески; модуль якоря подвески;
фильтр типа ФГС ; дроссельный клапан; обратный клапан; башмак; центратор.
При использовании комплекса технических средств осуществляется
следующая совокупность технологических операций:

спуск комплекса технических средств в составе хвостовика 114
мм на транспортировочной колонне труб;

проведение промывок скважины, и при создании определенно-
го расхода жидкости (5 -6 л/сек) , приведение в действие дроссельнозапорного клапана и создания внутреннего давления для приведения в действие технических средств;

приведение в действие заколонных проходных пакеров, уста-
новленных между скважинными фильтрами;
57

приведение в действие модульных узлов подвески хвостовика

проведение промывки и подъем транспортировочной колонны.
Приведение в действие технических средств обеспечивается последовательно от забоя к устью скважины поэтапным повышением внутреннего избыточного давления в хвостовике, соединенном с транспортировочной колонной. Повышение внутреннего избыточного давления осуществляется в заданном режиме с предварительной настройкой каждого технического средства на поверхности. Исходные данные и основные конструктивные параметры комплекса технических средств ПХН 114 / 168 приведены в таблице 24.
Комплекс технических средств для спуска, подвески и цементирования хвостовиков диаметром 114 мм ПХЦ 114/168.
В состав комплекса ПХЦ 114/168 входят: башмак колонный УСПГХ
114/168.080; тарельчатый обратный клапан УСПГХ 114/168.070 ; капан
рассекатель УСПГХ 114/168.100 ; "стоп" патрубок УСПГХ 114/168.090А ;
узел якоря ПХЦ 114/168.030; узел пакера ПХЦ 114/168.020 ; узел разъединителя ПХЦ 114/168; полая подвесная пробка УСПГХ 114/168.010А ; патрубок цементировочный ПЦ 114.000; пробка цементировочная УСПГХ
114/168.050А; жесткий центратор прямоточный ЦПЖ-114
При использовании комплекса технических средств осуществляется
следующая совокупность технологических операций:
 спуск комплекса технических средств в составе хвостовика 114
мм на равнопроходной транспортировочной колонне труб с внутренним
диаметром не менее 55 мм;
 проведение прямого цементирования хвостовика с пуском поролоновой пробки перед закачкой цементного раствора и пуском верхней цементировочной пробки для разделения цементного раствора от продавочной жидкости;
 стыковка верхней цементировочной пробки с полой цементировочной пробкой, установленной в подвеске хвостовика;
58
 продавливание цементного раствора в затрубное пространство
хвостовика и получение сигнала (стоп) при давлении Рз - 10,0 МПа;
 приведение в действие модульных узлов подвески хвостовика
 проведение промывки и подъём транспортировочной колонны.
Приведение в действие технических средств обеспечивается последовательно от забоя к устью скважины за несколько приемов повышения
внутреннего избыточного давления в хвостовике, соединенном с транспортировочной колонной. Повышение внутреннего избыточного давления
осуществляется в заданном режиме с предварительной настройкой каждого
технического средства на поверхности.
Устройства спуска, подвески и герметизации хвостовика типа
УСПГХ-114/168.
Устройство предназначено для спуска, цементирования и подвески
хвостовика диаметром 114,3 мм с герметизацией межтрубного пространства при подвеске его в обсадной колонне диаметром I68,3 мм. Техническая характеристика приведена в таблице 24.
Таблица 24 - Основные технические данные подвесок хвостовиков
№
п/п
1
1
2
3
4
5
6
7
Наименование параметров
2
Условный диаметр хвостовика, мм
Условный диаметр обсадной колонны,
мм
Максимальный наружный диаметр
комплекса, мм
Проходной диаметр устройств комплекса, мм
Максимальный диаметр окружности,
описывающий раздвижные и герметизирующие элементы комплекса в рабочем положении, мм
Длина узлов (разъединитель +пакер +
якорь), мм, не более,
Масса узлов (разъединитель + пакер +
якорь), кг, не более,
59
ПХН 114 /
168
3
114
ПХЦ
114/168
4
114
УСПГХ
114/168
5
114
168
168
168
144
144
142
97
97
95
155
157
155
2690
5170
3000
200
530
200
Окончание таблицы 24
1
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
2
Максимальный вес подвешиваемого
хвостовика, кН (тн)
Избыточное давление на верхнюю продавочную пробку, Р1, МПа
Давление срабатывания заякоривающего устройства Р2, МПа
Давление срабатывания гидромеханического пакера, Р3, МПа
Давление срабатывания разъединяющего узла, Р4, МПа
Максимальный перепад давления между разобщаемыми зонами, Р, МПа
Максимальная рабочая температура, 0С
Присоединительная резьба верхняя по
ГОСТ 28487-90
Присоединительная резьба нижняя по
ГОСТ 632-80
Избыточное давление для посадки в
патрубок с упорным кольцом подвесной и продавочной пробок вместе, МПа
Максимальный обратный перепад давления на подвесную и продавочную
пробки на упорном кольце после приведения устройства в действие, МПа
Минимальное осевое усилие сдвига
устройства в рабочем положении, кН
3
4
5
200 (20)
200 (20)
200 (20)
-
5,0
4,0
12,0
9,0
11,0
12,0
12,0
15,0
16,0
15,0
16,0
30,0
30,0
30,0
100
100
120
З-101
З-101
З-101
ОТТМ 114
ОТТМ 114
ОТТМ 114
-
-
4,0
-
-
20,0
-
-
250-300
Комплекс КРР 146 предназначен для:

герметичного разобщения горизонтальной части ствола скважины
заколонными проходными гидравлическими пакерами, заполняемыми
твердеющим материалом;

размещения между пакерами механически управляемых - откры-
ваемых и закрываемых - колонных фильтров и клапанов;

проведения операций пакеровки скважины и регулирования ко-
лонных фильтров и клапанов с помощью многофункционального внутриколонного
управляющего
инструмента,
60
спускаемого
на
насосно-
компрессорных трубах (НКТ) и приводимого в действие гидравлическими
и механическими операциями.
Область применения комплекса - скважины диаметром 215,9 мм, обсаженные эксплуатационными колоннами: диаметром 146 мм с горизонтальным окончанием ствола, вскрывающим отложения, которые должны
быть разобщены в заколонном пространстве скважины без ухудшения их
коллекторных свойств и с возможностью их сообщения и разобщения с полостью эксплуатационной колонны через механически управляемые фильтрующие и перепускные устройства.
В состав комплекса входят: центраторы спиральные турбулизирующие; муфта циркуляционная для цементирования МЦП-146; пакер ППГУ146; скважинный управляемый клапан КРР 146.03;. фильтр скважинный
управляемый КРР 146.02.; пакер КРР146.01.; обратный клапан ТОК-146;
фиксатор МЦП-220; доливное устройство ДУ-146; башмак цельнометаллический БОК-146.
Технические данные комплекса КРР 146 приведены в таблице 25.
Разделительные цементировочные пробки используют для разобщения тампонажного раствора от бурового и продавочной жидкости при цементировании обсадных колонн, а также получения сигнала об окончании
процесса продавливания тампонажного раствора. Они делятся на нижние и
верхние. Нижнюю пробку вводят в обсадную колонну непосредственно
перед закачкой тампонажного раствора для предотвращения его смешивания с буровым раствором. Верхнюю пробку вводят в обсадную колонну
после закачки тампонажного раствора и перед закачкой продавочной жидкости. При цементировании потайных колонн и секций обсадных колонн
61
Таблица 25 - Технические данные комплекса КРР 146
Наименование параметров
Величина
Максимальное внутреннее давление, МПа
25
Максимальная растягивающая осевая нагрузка, кН *
800
Наружный диаметр, не более, мм
180
Диаметр проходного канала, не менее, мм
124
Длина рукавного уплотнительного элемента пакера, не менее, мм **
3000
Объем заправляемой в пакер смолы, не более, л
Длина фильтрующего элемента колонного фильтра, не менее, мм ***
Величина зазора в фильтрующем элементе
18
3000
0.25+0.05
Длина в рабочем положении, не более, мм
пакера
7113
фильтра
5827
клапана
2827
Длина в транспортном положении, не более, мм
пакера
7216
фильтра
6046
клапана
3046
Масса в рабочем положении, не более, кг
пакера
360
фильтра
265
клапана
140
Масса в транспортном положении, не более, кг
пакера
370
фильтра
275
клапана
150
Масса комплекса, не более, кг
3000
Присоединительные резьбы ОТТМ ГОСТ 632-80
146
* Определяется опытным путем
** Могут совместно устанавливаться два и более заколонных пакера
*** Могут совместно устанавливаться два и более фильтра
62
используют верхние двухсекционные пробки, состоящие из двух частей:
нижней части, подвешиваемой на средних калиброванных штифтах в обсадной трубе, соединенной с бурильной колонной, и верхней части, продавливаемой по бурильным трубам. Основные технические параметры
комплекта разделительных пробок с фиксатором КРПФ 140-146 представлены в таблице 26 и на рисунке 16.
Таблица 26 - Основные параметры КРПФ 140-146
Условный внутренний диаметр колонны, мм
Диаметр манжет пробок, мм
Длина пробок, мм
Перепад давления, выдерживаемый комплектом после фиксации между собой и на стоп-кольцо, МПа, не менее
Давление срабатывания диафрагмы, МПа, не более
Рабочая температура, 0С (К)
Масса комплекта, кг, не более
140-146
143
345; 350
15
1,5
130 (403)
8
Рисунок 16 - Комплект разделительных пробок с фиксатором КРПФ
140-146: I-пробка верхняя ПРВФ; II-пробка нижняя
ПРНФ; III- кольцо-стоп; 1-корпус; 2-наконечник; 3манжета; 4-диафрагма; 5-уплотнительное кольцо; 6штифт; 7- кольцо разрезное (фиксатор); 8- воронка; 9место маркировки.
63
Таблица 27 - Технологическая оснастка обсадных колонн
Номер
колонны в
порядке
спуска
1
1
2
Название
колонны,
условный
диаметр,
мм
2
Направление
426
324
Кондуктор
426
324
245
3
Промежуточная
245
Эксплуатационная колонна 168
4
146
Номер
в порядке
спуска
Элементы технологической оснастки
Диаметр, мм
ГОСТ, ОСТ, МРТУ,
Наименование, шифр, типоразмер
ТУ и т.д. на изготов- НаружВнутление
ный
ренний
Длина
(высота), мм
Масса,
кг.
Количество,
шт.
3
4
5
6
7
8
9
10
1
1
Башмак Б-426
Башмак Б-324
ОСТ 26-02-227-71
ОСТ 26-02-227-71
451
351
407
308
400
350
96
60
1
1
1
2
1
2
1
2
3
4
1
2
3
4
Башмак БК-426
Центратор ЦЦ-426/508-2
Башмак БК-324
Центратор ЦЦ-324/394-2
Башмак БК-245
Центратор-245/295-320-2
Обратный клапан ЦКОД-245-2
Пробка ПВЦ-219-245
Башмак БК-245
Обратный клапан ЦКОД-245-2
Центратор-245/295-320-2
Пробка ПВЦ-219-245
ОСТ 39-011-74
ТУ 39-01-08-283-77
ОСТ 39-011-74
ТУ 39-01-08-283-77
ОСТ 39-011-74
ТУ 39-01-08-283-77
ТУ 39-01-08-283-77
ТУ 39-01-268-76
ОСТ 39-011-74
ТУ 39-01-08-283-77
ТУ 39-01-08-283-77
ТУ 39-01-268-76
451
580
351
430
270
370
270
235
270
270
370
235
220
428
160
324
120
247
494
680
437
680
413
680
365
290
413
365
680
290
140
42,8
83
28,5
57
16,8
57
18
57
57,2
16,8
18
1
3
1
3
1
3
1
1
1
1
х
1
1
2
3
4
Башмак БК-168 ОТТМ
Обратный клапан ЦКОД-168-2 ОТТМ
Центратор ЦЦ-168/216-245-2
Пакер ПГП-168
Пакер ПДМ-168
Пробка ПВЦ-146-168
Башмак –146 ОТТМ
ОСТ 39-011-74
ТУ 39-01-082-281-77
ТУ 39-01-08-283-77
ОСТ 39-149-83
ОСТ 39-149-83
ТУ 39-01-268-76
ОСТ-30-011-74
188
188
292
195
200
158
166
80
324
350
680
4500
4000
205
334
26
25
11,3
360
360
5
22
1
1
х
х
хх
1
1
5
1
120
247
170
144
144
70
Окончание таблицы 27
1
2
140
Хвостовик 114
5
3
2
3
4
4
Обратный клапан ЦКОД-146 ОТТМ
Центратор ЦЦ-146/191-216-2
Пакер ПГПМ-146
Пакер ПГМД-146
5
Пробка ПВЦ-146-168
1
Башмак БК-140
2
Обратный клапан ЦКОД-140-1
3
Центратор 140/191-216-2
4
Пакер ПГП-140
5
Пробка ПВЦ 140-168
В случае установки без цементирования
1
Башмак БК-114
2
Пакер ПМП-114
В случае цементирования
1
Башмак БК-114
2
Обратный клапан ЦКОД-114-1
3
Пробка СП-114х146
5
ТУ-39-01-08-281-77
ТУ 39-01-08-283-77
ОСТ 39-149-83
ОСТ 39-149-83
ТУ 39-01-268-76
ОСТ-30-011-74
ТУ-39-01-08-281-77
ТУ 39-01-08-283-77
ОСТ 39-149-83
ТУ 39-01-268-76
6
166
270
175
175
158
159
159
264
175
158
ОСТ-39-011-74
ОСТ 39-149-83
133
140
ОСТ-30-011-74
ТУ-39-01-08-281-77
ТУ 39-201-76
133
133
136
7
8
350
620
4500
4000
205
326
350
620
4500
205
9
19,8
10,3
185
185
5
20
17
10
185
5
10
1
х
х
хх
1
1
1
х
х
1
50
98
76,5
805
15
68
1
1
50
76,5
290
25
15
11
3,8
1
1
1
148
124
124
70
140
119
Примечание: 1. Использовать пробки без металлического сердечника.
2. Установка пакеров, скребков и турбулизаторов производится согласно п.5.5. РД 5753490-009-98 в скважинах с близким расположением нефтегазоводоносных горизонтов.
Х. Количество элементов оснастки определяется исходя из конкретных геолого-технических условий.
ХХ. Установка пакеров ПДМ предусматривается в случае невозможности цементирования скважины в одну ступень.
3. Сборка в одной колонне труб с невзаимозаменяемыми резьбовыми соединениями производится с помощью переводников,
изготовленных на ЦБПО или ЦТБ.
4. Взамен пакеров типа ПГП могут использоваться пакеры типа ПГПМ.
5. Рекомендуется также использовать: патрубки для установки колонных головок диаметром 146, 168, 245 мм и превентора 245
мм.; жесткий центратор с опорным кольцом для подвески колонны 146, 168, 245 мм в кондукторе; прямоточный центратор ЦПЖ 146/195;
подгонные, реперные, допускные патрубки.
65
Результаты расчетов и обоснований для данного раздела представить в
виде таблицы (например, таблица 28 )
Таблица 28 – Элементы оснастки обсадной колонны (пример)
Название
колонны
1
Диаметр
колонны,
мм
2
Вид
оснастки
3
Тип,
Шифр,
Стандарт
4
Количество
5
Глубина
установки, м.
(от устья скважины)
6
2.6 Спуск обсадных колонн
В данном разделе обосновываются виды и объемы подготовительных работ к спуску обсадной колонны, а именно:
- интервалы и скорость проработки отдельных интервалов;
- компоновка бурильной колонны для проработки ствола и кольматации
проницаемых участков;
- интенсивность и продолжительность промывки;
- комплекс геофизических исследований перед спуском;
- способ спуска обсадных колонн (в один прием или по частям);
- для хвостовиков – способ подвески, расчет бурильных труб на прочность при растяжении [13];
- рассчитываются предельная скорость спуска колонны [2] и допустимая
величина ее опорожнения при спуске [2];
Предельная скорость спуска обсадной колонны определяется из соотношения
Рс = Ргст +Ргд ≤ Ргр,
где Ргст - гидростатическое давление столба промывочной жидкости на глубине наиболее слабого пласта (пласта с наименьшим индексом
давления начала поглощения или гидроразрыва);
Ргд - гидродинамическое давление в скважине при спуске колонны труб
с закрытым нижним концом;
Ргр - давление начала поглощения (гидроразрыва) наиболее слабого
пласта.
66
Гидродинамические давления при спуске определяются: при турбулентном течении вытесняемой жидкости по формуле (43); при ламинарном течении
по формуле (44)
2
ρпж λ n liU i
Ргд =
∑D
2
i =1
i
(43)
n
l
Ргд = 4τ 0 ∑ i
(44)
i =1 βi Di
В формулах (43) и (44) li , Di , - соответственно длина и гидравлический
диаметр кольцевого пространства на i - том участке, м; Ui - скорость течения
жидкости на i - том участке, м/с; n – количество участков кольцевого пространства различного размера от устья до наиболее слабого пласта, τ0 – динамическое
напряжение сдвига, Па; λ - коэффициент гидравлических сопротивлений.
Коэффициент β является функцией параметра Сен-Венана Илюшина и
находится по графикам, приведенным в [2] или по интерполяционной формуле
(для интервала 10 < Sеn < 900)
β = ( 0,236 + 0,033Sen ) /( 1 + 0,036Sen )
(45)
Скорость течения вытесняемой жидкости при спуске колонны труб с закрытым нижним концом определяется из выражения
 ж;
где
2
Doi
 Т (
 вТ )
2
2
Dci  Doi
(46)
ωT - скорость движения труб, м/с;
Dоi Dсi, - соответственно, диаметр скважины и наружный диаметр обсадных труб, мм на i - том участке скважины, м;
вТ - коэффициент, учитывающий увлечение части жидкости стенками
колонны труб. Для практических расчетов можно принимать вТ=0,5.
По приведенным уравнениям строится зависимость T Pc = f (ωT ) и, зная
значение Ргр, по графику находится предельно допустимая скорость спуска колонны труб.
67
Величина практической скорости, соответствующей смене режимов течения находится из выражений (47 или 48).
 кр 
где
 Re кр
(47)
 пж ( Dc  Do )
Reкр = 7,3Не 0,58 + 2100 ;
η – пластическая вязкость промывочной жидкости, Па∙с;
Не - параметр Хедстрема, определяется из уравнения
 0  пж ( Dc  Do) 2
Не 
2

Для упрощенных расчетов ωкр можно определить из выражения
ωкр ≈25
τ0
ρпж
(48)
Полученные значения скорости спуска сравниваются с нормативными,
после чего принимается окончательное решение, которое записывается в геолого-техническом наряде (ГТН).
Допустимая глубина опорожнения колонны при спуске определяется из
условия предупреждения ее смятия наружным избыточным давлением.
Н
Ркр  Ргд
 пж g
(49)
где Ркр - критическое давление на смятие, МПа;
Ргд - гидродинамическое давление в заколонном пространстве, МПа, при
принятой скорости спуска.
3 ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ СКВАЖИН
3.1 Обоснование способа цементирования и расчета параметров процесса цементирования
Способ цементирования зависит от геологических условий разбуриваемой площади, высоты подъема тампонажного раствора, опасности возникновения газопроявлений, наличия необходимого количества цементировочной техники, технологической оснастки и т.д. Можно выбрать прямой (одноступенча-
68
тый, многоступенчатый, с разрывом во времени, без разрыва во времени), обратный, метод встречных заливок и др.
Расчет процесса цементирования делится на следующие этапы:
- обоснование необходимой плотности тампонажного раствора;
- определение вида и потребного количества материалов (цемента, модифицирующих добавок, реагентов, воды для приготовления тампонажных растворов);
- обоснование вида и определение объемов продавочной и буферной жидкостей;
- расчет необходимого количества цементировочной техники по видам;
- обоснование схемы расстановки цементировочной техники;
- определение режимов работы цементировочной техники (расчет процесса закачивания и продавливания тампонажного раствора);
- определение планируемого времени цементирования, корректировка рецептуры тампонажного раствора.
3.2 Выбор материалов для цементирования скважин
Выбор тампонажных материалов и растворов на их основе должен осуществляться с учетом следующих требований:
- тампонажный материал и сформированный из него камень должны соответствовать диапазону статических температур в скважине по всему интервалу цементирования;
- рецептура тампонажного раствора подбирается по динамической температуре и давлению, ожидаемым в цементируемом интервале скважины;
- плотность тампонажного раствора должна быть, как правило, не ниже
плотности бурового раствора. Ограничением верхнего предела плотности тампонажного раствора при прочих равных условиях является недопущение гидроразрыва пород в процессе цементирования.
Цементный камень при наличии в цементируемом интервале агрессивных
сред должен быть коррозионностойким к воздействию этих сред [1].
69
Тампонажные материалы, используемые при строительстве скважин,
должны иметь соответствующие сертификаты качества. Свойства тампонажных
материалов и формируемого из них цементного камня должны соответствовать
требованиям стандартов. Порядок хранения и сроки использования тампонажных материалов устанавливаются заводом-изготовителем.
Для сохранения естественной проницаемости пористых и пористотрещиноватых коллекторов продуктивных отложений тампонажные растворы
должны иметь минимально возможную фильтрацию. Общая минерализация
тампонажных растворов должна быть близка к минерализации буровых растворов, применяемых при вскрытии продуктивных горизонтов.
Расчетная продолжительность процесса цементирования обсадной колонны не должна превышать 75 % времени начала загустевания тампонажного
раствора.
3.2.1 Классификация тампонажных материалов по ГОСТ 1581-96
Тампонажными называются материалы, которые при затворении с водой
образуют суспензии, способные в условиях скважины превращаться в практически непроницаемое твердое тело.
Тампонажные материалы классифицируются по следующим признакам:
по виду клинкера и составу основных компонентов; температуре применения;
средней плотности тампонажного раствора; устойчивости к воздействию агрессивных пластовых вод; объемным деформациям при твердении.
По виду клинкера и составу компонентов тампонажные цементы подразделяются на основе: портландцементного клинкера; глиноземистого клинкера;
безклинкерные.
Стандарт ГОСТ 1581-96 распространяется на тампонажные портландцементы, изготавливаемые на основе портландцементного клинкера и предназначенные для цементирования нефтяных, газовых и других скважин [16].
По вещественному составу цементы подразделяют на следующие типы:
70
I – тампонажный портландцемент бездобавочный;
I-G - тампонажный портландцемент бездобавочный с нормированным
требованиями при водоцементном отношении, равном 0,44 ГОСТ 26798.1 [16];
I-Н – тампонажный портландцемент бездобавочный с нормированными
требованиями при водоцементном отношении, равном 0,38 ГОСТ 26798.1 [16];
II – тампонажный портландцемент с минеральными добавками;
III- тампонажный портландцемент со специальными добавками, регулирующими плотность цементного теста 8 ГОСТ 1581-96
По плотности цементного теста цемент типа III подразделяют на:
- облегченный (Об);
- утяжеленный (Ут).
По температуре применения цементы типов I, II, III подразделяют на
цементы, предназначенные для:
- низких и нормальных температур (15-50) 0С;
- умеренных температур (51-100) 0С;
- повышенных температур (100-150) 0С.
По сульфатостойкости цементы подразделяют на:
а) типы I, II, III
- обычный (требования по сульфатостойкости не предъявляют);
- сульфатостойкий (СС);
б) типы I-G и I-H
- высокой сульфатостойкости(CC-1);
- умеренной сульфатостойкости (СС-2).
Условное обозначение цемента должно состоять из:
- буквенных обозначений цемента: ПЦТ – портландцемент тампонажный;
- обозначение типа цемента;
- обозначение сульфатостойкого цемента;
- обозначение средней плотности для цемента типа III – по таблице 29;
Таблица 29 – Обозначение средней плотности для цемента типа III
71
Значение плотности цементного теста для цемента типа III, кг/м3
облегченного
утяжеленного
обозначение средобозначение средплотность 40
плотность 40
ней плотности
ней плотности
Об 4
1400
Ут 0
2000
Об 5
1500
Ут 1
2100
Об 6
1600
Ут 2
2200
Ут 3
2300
- обозначенние максимальной температуры применения цемента;
- обозначение гидрофобизации или пластификации цемента – ГФ или ПЛ;
- обозначение стандарта ГОСТ-1581-96.
Примеры условных обозначений
1 Портландцемент тампонажный с минеральными добавками сульфатостойкий для низких и нормальных температур
ПЦТ II-СС-50 ГОСТ 1581-96
2 Портландцемент тампонажный бездобавочный с нормированными
требованиями при водоцементном отношении, равном 0,44, умеренной сульфатостойкости
ПЦТ I-G-СС-2 ГОСТ 1581-96
3 Портландцемент тампонажный со специальными добавками облегченной плотностью 1,53 г/см3, для умеренных температур гидрофобизированный
ПЦТ III-Об 5-100-ГФ ГОСТ 1581-96
3.2.2 Тампонажные материалы и химреагенты согласно классифи
ции АРI
Для цементирования нефтяных и газовых скважин в США в качестве
базового цемента используется портландцемент - чистый или с примесями
[18].
Такие тампонажные материалы подразделяются на девять основных
классов (А, В, С, D, Е, F, G, Н, I) по следующим признакам: приблизительный интервал глубин и оптимальные температуры использования, сульфатостойкость соответствующего класса.
72
Дополнительные требования в тампонажным раствора таковы:
- максимальная седиментация для цементов классов G и Н не
должна превышать 1,4 %;
-
прочность
на
сжатие
камня
из
цемента
класса
I
через
7 сут не должна быть ниже, чем через 1 сут твердения.
Время твердения растворов обусловлено продолжительностью процесса цементирования с запасом 25 %. Для цементов классов G и Н задается минимальное время затвердения, которое составляет 2 ч.
Давление при проведении измерений времени затвердения должно
соответствовать гидростатическому давлению, которое создается цементным раствором с определенной плотностью.
Для цементирования скважин со сложными геолого-техническими
условиями, которым не соответствуют портландцемент по классификации
АРI, используются специальные цементы.
К специальным цементам относятся следующие:
1 Облегченные тампонажные материалы, в частности, пуцолановый
цемент (изготавливается путем совместного помола портландцементного клинкера и
пуццолана),
цементно-зольные смеси, пуцоланово-
известковый и зольно-известковый цементы.
Существуют также методы образования сверхлегких тампонажных
растворов (р < 1250 кг/м3). Такая низкая плотность тампонажного раствора
достигается путем насыщения его пустотными микросферами или сжатым
азотом при предварительной его обработке ПАВ, стабилизирующим пену.
2 Утяжеленные тампонажные материалы, которые образуются двумя
способами:
- введением примеси утяжелителя, в частности, песка, барита, ильменита, гематитовой руды;
- снижением водоцементного отношения с сохранением подвижности тампонажного раствора за счет введения в него пластификаторов.
73
3. Расширяющиеся цементы.
Расширение в специальных цементах, которые изготавливаются в
США, обусловлено образованием в процессе гидратации гидросульфоаминатов типа эттрингита. Абсолютная величина расширения не должна превышать 0,5 %.
Существует три основных типа расширяющихся цементов:
1) тип К - смесь портландцемента с сульфоаминатом кальция;
2) тип S - портландцемент (класс А) с повышенным содержанием
С3А и примесью СаSO4 1/2Н2О;
3) тип М - портландцемент (класс А) с незначительной примесью
кислотостойкого цемента.
К специальным цементам также относят:
- цементы с примесью латекса (латекс-цементы); они отличаются
низкой водоотдачей, улучшенными реологическими параметрами, а цементный камень приобретает высокую упругость;
- портландцемента с примесью бентонита (8-25 %) и пластификаторов (лигносульфоната); такие составы имеют низкую водоотдачу и
относятся к облегченным цементам;
- солевые гельцементы, которые изготавливаются из портландцемента, бентонита (12-16 %), соли (например, NаС1), лигносульфоната
кальция (0,1-1,5 %); они отличаются пониженной вязкостью и используются для цементирования солевых отложений.
Для регулирования свойств тампонажных растворов используются:
- ускорители твердения: хлористый кальций, хлористый натрий,
кремнекислый натрий и другие неорганические ускорители;
- замедлители твердения для низких температур: MRL-1, (3), (L); НR4, (7), (6L); D-13 (81); R-5; WR-1, (2), (L1). для высоких и сверхвысоких
температур MHR-8, (9), (L); HR-12, (15), (13L); D-28, (29); R-11, (15L); M6; WR-6, (7); такие замедлители относятся к лигносульфонатам, органическим кислотам, производным целлюлозы, боратам и др.;
74
- пластификаторы МСD-3, (4) (L); TF-3, (4), (5); D-30, (31), (45), (65),
(80), (31L); CFR-1, (2) и др.; пластификаторы марки CFR одновременно являются замедлителями твердения; большинство пластификаторов представляют собой модифицированные лигносульфонаты и низкомолекулярные водорастворимые смолы;
- вещества понижающие водоотдачу: MFL-4, (5), (7); Халад 9, (14);
D-19, (22), (59), (60); CF-1, (2), R-6 и др.. В основном это производные целлюлозы.
3.2.3 Стандарты для тампонажных цементов
Для цементирования скважин следует применять тампонажные материалы (таблица 30), удовлетворяющие требованиям соответствующих стандартов.
Таблица 30 - Тампонажные цементы
Цемент
Обозначение
Цементы глиноземистые и высокоглиноземистые
Шлакопортландцемент
Цемент гипсоглиноземистый расширяющийся
Цементы сульфатостойкие:
сульфатостойкий портландцемент
марка 400
сульфатостойкий портландцемент с минеральными
добавками (до 20%)
марка 400
марка 500
сульфатостойкий шлакопортландцемент
марка 300
марка 400
пуццолановый портландцемент
марка 300
марка 400
Цемент тампонажный термосолестойкий
Цемент тампонажный термостойкий утяжеленный
Цемент тампонажный термостойкий облегченный
(ρ=1260 - 1450)
Цемент тампонажный термостойкий облегченный
(ρ=1450 – 1550)
Цемент тампонажный для циклических меняющихся температур
75
ГЦ
ВГЦ II
ВГЦ III
ШПЦ
ГЦР
Стандарт
ГОСТ 969-91
ГОСТ 10178-85
ГОСТ 11052-74
ССПЦ400
ССПЦ400-Д20
ССПЦ500-Д20
ГОСТ 22266-94
ССШПЦ300
ССШПЦ400
ППЦ300
ППЦ400
ЦТТ-160
ЦТТУ-1-160
ЦТТО-1-160
ЦТТО-1-160
ЦТПН
ТУ 39-00147001-10-97
ТУ 39-00147001-170-97
ТУ 39-00147001-170-97
ТУ 39-00147001-170-97
ТУ 39-0147001-081-92
3.2.4 Тампонажные материалы и добавки для цементирования скважин
Когда интервал цементирования включает несколько температурных
зон, то добавляют химические реагенты, чтобы сроки схватывания и твердения
верхней пачки тампонажного раствора существенно не отличались от нижней,
т.е. время ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) должно быть одинаково по
всему интервалу цементирования.
Для выполнения требований по успешной доставке тампонажного раствора в затрубное пространство скважины в заданные сроки и для предупреждения осложнений, связанных с седиментационными, контракционными и
другими явлениями, обусловленные взаимодействием тампонажных растворов
с породами, необходимо регулировать свойства растворов, соответствующими
химическими добавками. Характеристика некоторых видов добавок представлена в приложении 4. В таблицах 31-40 приведены краткие характеристики
тампонажных составов с различными добавками, используемых в практике бурения для регулирования физико-механических свойств раствора и камня для
соответствующих геологических условий.
Таблица 31 – Утяжелители, применяемые в бурении
Материал
Плотность, кг/м3
Материал
Плотность, кг/м3
Барит кировобатский
Барит беловский
Барит кутаисский
Барит константиновский
и ильский: 1 сорт
2 сорт
3 сорт
4500
4500
4500
4250
Гематит
Серый колчедан
Магнетитовые пески
Пиритовые агарки
Карбонат кальция
4150
4050
4600-5000
Сульфат стронция
Аморфный кремний
Сидеритовая руда
5190-5600
4900-5200
4900-5200
3600-3800
2700
3750
2600
3200-3600
Мергель
Барит
качканарский
ЖРК-1
Барит
качканарский
ЖРК-1
Барит гурьевский КБ-5
Ильменит
Галенит
4200
76
3500
2650
4790
7400-7600
Таблица 32 - Рекомендуемые рецептуры тампонажного цемента для различных условий цементирования скважин
Рекомендуемая температурная область приме6нения,
С
Марка цемен-
нажного раствора,
та
-2+15
15-40
40-100
Отложения в интервале цементироаания
Плотность тампо-
0
100-160
160-250
В/Ц
Минерали-
кг/м3
Галит
Бишофит
Сульфаты
зация <
400 мг/л
ПЦХ
+
ПЦГ
+
УПЦХ
+
УПЦГ
+
ППЦХ
+
ППЦГ
+
ССПЦХ
+
ССПЦГ
+
НПЦХ
+
НПЦГ
+
ОПЦХ
+
ОПЦГ
+
ШПЦС-120
+
ШПЦС-200
+
УШЦ1-120
+
УШЦ2-120
+
УШЦ1-200
УШЦ2-200
1800-1840
0,50
+
+
1801-1840
0,50
+
1950-2100
0,36
+
1950-2100
0,36
+
1810-1484
0,50
+
1810-1484
0,50
+
1810-1484
0,50
+
1810-1484
0,50
+
1810-1484
0,50
+
1810-1484
0,50
+
1550-1650
0,80
1550-1650
0,80
1700-1820
0,42
+
+
+
+
1780-1820
0,40
+
+
+
2060-2160
0,35
+
+
Вид флюида
Пресная
Газокон-
Нефть
Газ
+
+
+
+
+
+
+
+
вода
денсат
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
2160-2300
0,32
+
+
+
+
+
+
+
+
2060-2160
0,32
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
2160-2300
0,32
+
+
+
+
+
+
+
УЦГ-1
+
2060-2160
0,32
+
+
+
+
+
+
+
УЦГ-2
+
2160-2300
0,32
+
+
+
+
+
+
+
ОЦГ
+
1400-1550
0,95
+
+
1550-1700
0,80
+
ЦГС
+
ИТБР
+
ОЦХ
+
ЦСК
+
+
1850
0,42
+
+
1450-1550
0,90
+
+
1450-1850
0,8-0,8
+
77
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
Окончание таблицы 32
Концентрация реагентов, % (от массы цемента)
Марка цемента
ПЦХ
СДБ
(ССБ)
-
Замедлители схватывания R1
БКК
КМЦ
Гипан
(СБК)
-
ПЦГ
0,1-0,5
0,1-0,8
0,1-0,8
0,3-0,5
Хромпик
СаС12
NаС1
Са2СО3
КМЦ
Гипан
ПВС-ТР
Время загустевания
раствора,
мин, не более
Ускорители схватывания
Понизители показателя фильтрации
Время ОЗЦ,
ч, не более
-
1-3
1-3
1-3
0,5-2
0,5-2
0,2-0,6
90
48
0,1-0,5
-
-
-
0,5-2
0,5-2
0,5-2,0
90
24
УПЦХ
-
-
-
-
-
1-3
1-3
1-3
0,5-2
-
0,2-0,6
90
48
УПЦГ
0,1-0,5
0,1-0,8
0,1-0,8
0,3-0,5
0,1-0,5
-
-
-
0,5-2
-
0,5-2,0
90
24
ППЦХ
-
-
-
-
-
1-3
1-3
1-3
0,5-2
0,2-1
0,2-0,6
90
48
ППЦГ
0,1-0,5
0,1-0,8
0,1-0,8
0,3-0,5
0,1-0,5
-
-
-
0,5-2
0,2-1
0,5-1, 0
90
24
ССПЦХ
-
-
-
-
-
1-3
1-3
1-3
0,5-2
0,2-1
-
90
48
ССПЦГ
0,1-0,5
0,1-0,8
0,1-0,8
0,3-0,5
0,1-0,5
-
-
-
0,5-2
0,2-1
-
90
24
НПЦХ
-
-
-
-
-
1-3
1-3
1-3
0,5-2
0,2-1
0,2-0,6
90
48
НПЦГ
0,1-0,5
0,1-0,8
0,1-0,8
0,3-0,5
0,1-0,5
-
-
-
0,5-2
0,2-1
0,5-2,0
90
24
ОПЦХ
-
-
-
-
-
1-3
1-3
1-3
0,5-2
0,5-2
0,5-0,2
90
48
ОПЦГ
0,1-0,8
0,1-0,8
0,1-0,8
0,3-0,5
0,1-0,5
-
-
-
0,5-2
0,5-2
0,5-0,2
90
24
ШПЦС-120
0,1-0,5
0,1-0,5
0,1-1,5
0,4-1,5
0,1-1,0
-
-
-
0,5-2
0,5-2
-
120
24
ШПЦС-200
0,1-0,5
0,4-1,5
0,1-1,5
0,4-1,5
0,1-1,0
-
-
-
0,5-2
-
-
180
24
УШЦ1-120
0,1-0,5
0,1-1,5
-
0,4-1,5
0,1-1,0
-
-
-
0,5-2
-
-
120
24
УШЦ2-120
0,1-0,5
0,1-1,5
-
0,4-1,5
0,1-1,0
-
-
-
0,5-2
-
-
120
24
УШЦ1-200
0,1-0,5
0,4-1,5
-
0,4-1,5
0,1-1,0
-
-
-
0,5-2
-
180
24
УШЦ2-200
0,1-0,5
0,4-1,5
-
0,4-1,5
0,1-1,0
-
-
-
0,5-2
-
180
24
УЦГ-1
0,1-0,5
0,1-1,5
-
0,4-1,5
0,1-1,0
-
-
-
0,5-2
0,5-2
90
24
УЦГ-2
0,1-0,5
0,1-1,5
-
0,4-1,5
0,1-1,0
-
-
-
0,5-2
0,5-2
90
24
ОЦГ
0.3-0.8
0,1-1,5
0,1-1,5
0,4-1,5
0,1-1,0
-
-
-
0,5-2
0,5-2
0,5-2
90
24
ЦГС
0,3-0,8
0,1-1,5
0,4-1,5
0,4-1,5
0,1-1,0
-
-
-
0,5-2
0,5-2
-
140
48
ИТБР
-
-
-
-
-
1-3
1-3
1-3
0,5-2
0,5-2
0,5-2
60
24
ОЦХ
-
-
-
-
-
1-3
1-3
1-3
0,5-2
0,5-2
0,5-2
60
24
ЦСК
0.1-0.5
0,3-1,0
0,3-1,0
0,3-1,0
0,1-1,5
1-3
1-3
1-3
0,5-2
0,5-2
0,5-2
90
24
ПЦХ, ПЦГ – портландцемент для холодных и горячих скважин, УПЦХ, УПЦГ – утяжеленный портландцемент для холодных и горячих скважин; ППЦХ, ППЦГ – пуццолановый портландцемент для холодных и
горячих скважин; ССПЦХ, ССПЦГ - сульфатостойкий портландцемент для холодных и горячих скважин; НПЦХ, НПЦГ – низкогигроскопичный портландцемент для холодных и горячих скважин; ОПЦХ, ОПЦГ
– облегченный портландцемент для холодных и горячих скважин; ШПЦС-шлпкопесчаный цемент совместного помола; УШПЦС – утяжеленный шлпкопесчаный цемент совместного помола; УЦГ – утяжеленный
цемент для горячих скважин; ОЦГ, ОЦХ – облегченный цемент для горячих и холодных скважин; ЦГС – цементно-глинистые составы; ЦСК - цементно-смоляная композиция.
78
Таблица 33 – Облегчающие добавки в тампонажные растворы и их характеристики.
№
п/п
1
1
2
3
4
5
6
Наименование
Состав обл. раствора
Показатели свойств раствора, камня
Авторы, источник
2
3
4
5
Палыгорскитовая ПЦТ-100; водная суспензия палы- Максимальное снижение плотности до 1500 Н.Я.Круглицкий,
глина
горскита 5-7 %
кг/м3
В.С.Данюшевский,
В.М. Горский
МелкогранулиПЦТ 65-90 %; МГГМ 10-35 %
Плотность раствора 1390-1600 кг/м3; проч- В.Р. Абдуллин
рованный глиноность камня 2,1 - 4,4 МПа, при темпер. форматериал МГГМ
мирования 70 0С
Облегченный
Модифицированный
карбонат Плотность раствора 1460-1500 кг/м3; проч- В.И.Матицин
раствор
натрия, акриловый полимер М- ность камня 1,7-2,2 МПа, при темпер. форми14ВВ, модифицированный глино- рования 70 0С
порошок 5-20 %
Седиминтацион- Цементомеловая смесь 6:4 при В/Ц Плотность 1500-1650 кг/м3; прочность камня В.С. Пупков,
но устойчивый 0,8 затворяется на водном растворе 1,01-1,53 МПа, при темпер. формирования 70 В.П. Гнездов
тампонажный
хлорида натрия 12-16 % и карбо- 0С, водоотделение при зенитном угле 0 до 1,8
раствор
ната натрия 2-3 %
%; 20 0С. От 0,1 до2,2 %; при 45 0С от 0,5 до
3,1 %
Облегченный
раствор с увеличенной прочностью ц.к.
Раствор с асбестосодержащими
добавками
Саморассыпающийся шлак 20-40 Плотность раствора1400-1540 кг/м3; проч- Н.Х. Каримов,
% (феррохром с оксидом кальция ность камня 0,41-1,6 МПа
В.И. Петере
до 50 %)
Асбестовое волокно 1,75-3,5 %; Устранение усадочных деформаций (0,6-0,9 А.П. Тарнавский
вяжущая добавка белитоалюми- %); плотность раствора1540-1600 кг/м3; прочнатный цемент (БАЦ).
ность камня 0,30-0,94 МПа
79
Продолжение таблицы 33
1
2
3
7
Раствор с хрозитиласбестовыми,
ПАВ и полиэтиленовыми добавками
Хрозитил-асбест коротковолокнистый (К-6-30) 8-18 %; полиэтилен
низкого давления марки 270-76
(получаемого газофазным методом) 15-23 %; ПАВ 0,24-0,54 %
8
Раствор с применением изола
9
Раствор с применением асбоцементной пыли
10
Раствор с применением перлита и
его разновидностей
11
Раствор с применением шлифовальной пыли и
фильтрованным
перлитом
Раствор с добав- ПЦТ; отходы пенькопроизводства
лением костры, (целлюлоза, пентазан, лигнин) 10конопли, льна
20 %
12
4
Используется со шлако-песчанными цементами (ШПЦС-120). Снижение поверхностного
натяжения на границе раздела фаз, образование стабильной системы; плотность раствора
1250-1400 кг/м3; прочность камня 1,8-2,6 МПа
при темпер. формирования 140 0С; водоотделение 1-5,5 %
ПЦТ; хризотил-асбестовый мате- Образование в поровой структуре прориал - отход производства асбеста ницаемых пор и образование малопроницаемого кольматационного экрана, плотность раствора 1520-1760 кг/м3; прочность
1,6-3,0 МПа
ПЦТ, асбоцементная пыль (пре- Плотность раствора 1630-1650 кг/м3; прочимущественно в виде хризотил- ность камня 1,8-3,0 МПа
асбеста) отходы асбестового производства
Вспученный перлит; перлитовый Предотвращает оседание твердой фазы. Попесок с трепелом; перлитовый лег- вышается седиментационная устойчивость.
ковес со шламом карналлитового Плотность раствора 1210-1700 кг/м3; прочхлоратора; фильтрованный перлит ность камня 0,6-2,96 МПа, выдерживает давс глинистым минералом; фильтро- ления до 5,9 МПа
перлит с меламинформальдегидной смолой
ШПЦС, отходы шлифовальных
Крепление в условиях высоких температур.
асбофрикционных изделий +
Плотность раствора 1210-1460 кг/м3; прочфильтрованный перлит
ность камня 0,91-2,3 МПа
5
Е.П. Катенев
М.Б.Хадыров
Т.М. Бондарчук;
М.М. Дячишин
А.И. Булатов,
В.А. Яковлев,
А.А. Клюсов,
Н.А. Мариапольский,
И.Г. Верещак
А.И.Булатов
Крепление в условиях высоких температур. А.И.Булатов,
Облегчение раствора до 1560 кг/м3
В.А.Левшин
80
Продолжение таблицы 33
1
13
3
Добавка резино- ПЦТ; мелкопористая структура певой и пенопла- нопластовой крошки 2-3 %; резистовой крошки
новая крошка вулканизированных
отходов 5,5-15 %
14
Применение минерального органического
порошка (МОП)
Применение лигнина и шламлигнина
ПЦТ; альгинатные растворы 5-7 %
Смолы
ПЦТ; сополимер стирола и дивинил бензола (КУ-2); фенолформальдегидная смола ТС ГКС 7590;
карбамидоформальдегидная
смола; стиролбутадиеновый латекс; вермикулит
15
16
17
2
4
Жесткость каркаса предотвращает попадания
воды внутрь частицы обеспечивает надежность облегчающего эффекта. Резиновая
крошка улучшает сцепление цементного камня. Плотность раствора 1410 1560 кг/м3
Увеличивает прочность контакта с металлом.
Плотность раствора 1080-1990 кг/м3, объемная
масса 200-231 кг/м3
5
А.Г.Казаков,
Ю.С.Зиновьев,
Н.Х.Каримов,
Т.К.Рахматуллин
Н.А.Иванова,
П.Н.Иноземцев,
А.Т.Ковалев
ПЦТ; лигнин, шлам-лигнин 5-15 Применяется при температурах от20 до 70 0С. П.Я.Зельцер,
%, гидролизный лигнин 10-20 % Плотность раствора 1300-1400 кг/м3, водосо- А.А.Клюсов
(силиката натрия 2-7 %)
держание (В/Т) 0,9-1,4
Вермикулит предотвращает поглощения и
ГРП, улучшает термодинамические условия
эксплуатации 8-17 %; КУ-2,ТС ГКС 75 90
вводятся в кол-ве 8-13 % закупоривают трещеноватые и пористые породы, обладают низкой теплопроводностью, высокая термостойкость, высокая релаксирующая способность.
Плотность раствора 1520-1760 кг/м3
Применение уг- ПЦТ; торф размером не более 0,08 Улучшает облегчающие способности. Плотлеродосодержамм в кол-ве 2-20%; В качестве ность раствора 1320-1660 кг/м3
щих материалов
ускорителей хлористый кальций и
хлористый алюминий. Регуляторы
процесса твердения совместно с
торфом шлам карналлитового хлоратора (КС1 MgCL2 *6H2O)
81
А.П.Тарнавский,
Н.А.Рябинин,
Г.Какаджанов,
Е.И.Карпенко,
Н.Ф.Пекарский,
Н.П.Маслеев,
Т.Х.Муксинов,
Ж.П.Сающкая
А.А.Клюсов,
А.Т.Горский,
Л.Т.Федорова
Продолжение таблицы 33
1
18
19
2
Применение сажи
ПМ-100; ПМ-75;
ПМ-50
Применение графита
20
Использование керогена
21
Добавка скоп
22
23
24
25
3
ПЦТ; сажа на углеродной основе
(10-20 %)
4
Плотность раствора 1420-1760 кг/м3.
ПЦТ; графит в сочетании с реагентамикриолита, аморфного глинозема и углекислым калием (использование глинистых террикоников) 10-70 % от массы
композиции ПЦТ +добавка
ПЦТ; порошкообразный кероген (органич. в-во горючего сланца) от 5-70 % от
твердой смеси
Хорошая седиминтационная устой- Р.П.Иванова
чивость, улучшение реологических
показателей. Плотность раствора
1520-1720 кг/м3
ПЦТ; мелкое волокно целлюлозы (каолин, канифольный клей, крахмал) вводится 2,5-3,5 % от массы раствора
Применение алюми- ПЦТ; хлорид кальция(5-6 %) + алюминат
ната натрия
натрия либо магневые электролизы
Применение тонко- ПЦТ; зола(продукт сжигания каменного
дисперсных кремне- угля),пылевидная топливная зола совземсодержащих ма- местно с саморассыпающимся шлаком
териалов
вводится 10-30 % от общей массы
Применение запеПЦТ; пыль низкотемпературного спекаченной пыли элекния (хлориды, сульфаты и карбонаты
тролитов
щелочных и щелочноземельных металлов, глинит)
Применение пыли
ПЦТ; пыль электролитов совместно с
кремния
кремниевой пылью (уловленной скрубберами отходы произв. кремния)-50-70 %
аморфный кремнезем
82
Обладает гидрофобными свойствами. Плотность раствора 1350 кг/см3.
Позволяет работать при температурах от 10 до 200 0С
Улучшает облегчающие способности. Плотность раствора 1480-1640
кг/м3
Улучшает облегчающие способности. Уд.вес 1580-1740 кг/м3
Улучшает облегчающие способности
тампонажного раствора
5
А.А.Клюсов
А.И.Булатов
В.Н.Розов,
М.П.Геранин,
В.И.Рябов
А.А.Клюсов,
И.М.Довыдов,
В.А.Евецкий,
Л.Я.Кизильштейн
Повышается солестойкость и водо- А.А.Клюсов,
стойкость. Улучшает облегчающие В.В.Минаков,
способности тампонажного раствора П.Г.Кожемякин
С повышением температуры раство- Уфимский нефтяной
римость кремнезема возрастает- институт
обеспечивает более твердый камень
при высоких температурах
Продолжение таблицы 33
1
26
27
28
29
30
31
2
Применение кремнезема совместно с фосфогипсом; с сульфатом
натрия
Применение отходов
ферросилиция
Применение отходов
карбида кальция
Кеки скрубберных вод
(КСВ)
3
4
5
ПЦТ;
кремнезем
ТУ6-08-465-80 Улучшает облегчающие способности А.И.Булатов,
плотностью 1200кг/м3 (на 80% пред- тампонажного раствора
В.Т.Филиппов,
ставлен оксидом кремния)
В.В.Гольштейн,
Е.М.Левин
ПЦТ; ферросилиций(полые стеклян- Улучшает облегчающие способности А.А.Клюсов,
ные шарики диаметром 0,1 мкм. тампонажного раствора
Ю.Т.Ивченко,
Насыпная плотность от 100 до
В.И.Урманчеев,
3
300 кг/м
В.И.Батурин
ПЦТ; карбид кальция (кремне-зема
Улучшает облегчающие способности Е.А.Ахметов,
до 60%, оксида алюминия до 13 %)
тампонажного раствора
И.А.Фирсов
ПЦТ; КСВ(оксид кремния 75-80 %,
Высокодисперсный SiO2 активизирует- О.К.Ангелопуло,
карбонад кальция 9-11 %, хлорид
ся с хлористым натрием и последую- Х.А.Аль-Варди,
натрия 6-9 %)
щий реакцией с цементным клинкером. К.А.Джабаров,
Улучшает облегчающие способности Е.А.Коновалов
тампонажного раствора плотность до
1200 кг/м3. Прочность 4,5-18,1 МПа
ПЦТ; циолиты (клиноптилолит)
Формируется структура цементного В.Ф.Горский,
камня с высокими прочностными ха- А.К.КуксовЭ,
рак-теристиками и изоляционными св- Г.Р.Вагнер,
ми. Эффективна в качестве облегчаю- В.М.Шенбергер,
щей добавки
Е.И.Перейма
Применение
цеолитизированного
туфа
гидрофобизированной
породы, гидрофобизированного клиноптилолита
Применение АСПМ;
ПЦТ1-50 ГОСТ 1581-96; стеклянные
ВМС; МС
микросферы из натриево-борсиликатного стекла или алюмосиликатные
полые микросферы(АСПМ); стеклянные
высокопрочные
газонаполненные микро-сферы (ВМС);
хлорид кальция CaCl2 (для регулировании сроков схватывания)
83
Добавка микросфер дает преимущества
для цементирования верхних активных
отложений(сеноман) до1500 м, облегченный раствор применим в температурных диапазонах от +5 до +35 0С
А.А.Фролов,
В.Ф.Янкевич,
В.П.Овчинников,
П.В.Овчинников
Таблица 34 - Физико-механические свойства облегченного тампонажного раствора-камня с добавкой ВМС
Состав раствора, %
ПЦТ ВМС
НТФ
В/Т
Температура твердения, 0С
96
96
95
94
94
94
93
92
92
90
88
4
4
5
6
6
6
7
8
8
10
12
0,02
0,06
0,02
0,06
0,04
0,07
0,04
0,04
0,06
0,4
0,8
0,6
0,6
0,6
0,5
0,7
0,75
0,7
0,8
0,5
20
65
26
50
80
20
27
60
65
50
50
98
98
97
97
2
2
3
3
-
0,6
0,6
0,6
0,6
28
7
28
7
Физико-механические параметры раствора-камня
Плот- Растека- Сроки схватывания, мин Прочность,
ность,
ние, см
МПа
нач.
кон.
кг/м3
1720
16
690
840
1,75
1480
25
370
440
1,1
1510
19
520
570
1,4
1520
25
370
395
1,3
1530
25
370
615
2,8
1550
23
510
1,6
1450
25
690
460
1,2
1400
25
330
505
1,9
1430
25
430
2,2
1360
25
670
1,2
1350
20
650
1,4
Жидкость затворения – 4 %-ный раствор СаС12
1700
21,5
175
210
4,2
1700
21,5
375
540
2,3
1660
23
180
235
3,7
1600
23
435
555
1,8
Консистометрия
Давле- Темпера- Т30 уек,
ние,
тура, 0С
мин
МПа
Атм.
20
>12
45
80
335
25
40
180
35
55
240
55
80
360
20
380
80
315
50
80
265
-
-
225
150
-
Таблица 35 - Физико-механические свойства облегченного тампонажного раствора-камня с добавкой АСПМ
Состав тампонажного раствора, %
№
1
1
2
3
ПЦТ
АСПМ
В/Т
2
96
96
95
3
4
4
5
4
0,6
0,6
0,5
Плотность р-ра
СаС12, кг/м3
5
1030
1030
1030
Температура твердения, 0С
6
25
5
22
Физико-механические параметры раствора-камня
Плотность,
кг/м3
7
1600
1600
1660
84
Растекаемость, см
8
24
24
23
Сроки схватывания, мин
начало
конец
9
10
215
250
445
510
230
260
Прочность,
МПа
11
3,2
2
Продолжение таблицы 35
1
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
2
95
94
94
92
92
92
92
90
90
90
90
90
90
90
90
90
90
90
90
90
88
88
88
88
88
88
88
88
88
85,7
3
5
6
6
8
8
8
8
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
12
12
12
12
12
12
12
12
12
14,3
4
0,5
0,6
0,6
0,6
0,6
0,5
0,5
0,6
0,5
0,5
0,45
0,45
0,7
0,6
0,6
0,5
0,5
0,5
0,6
0,65
0,55
0,55
0,6
0,6
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,57
5
1030
1030
1030
1030
1030
1030
1030
1030
1030
1030
1030
1030
1030
1030
1030
1030
1020
1020
1020
1030
1030
1030
1030
1030
1030
1030
1030
1030
1030
1030
6
5
25
5
25
5
20
5
25
22
5
23
5
23
20
5
20
15
10
10
22
20
5
20
5
20
5
25
29
10
20
7
1660
1590
1590
1560
1560
1620
1620
1500
1570
1570
1590
1590
1460
1500
1500
1570
1570
1570
1500
1480
1510
1510
1500
1500
1470
1470
1470
1470
1470
1450
85
8
23
24
24
24
24
19
19
24
22
22
18
18
23
23
23
19
21
21
23
25
21
21
22
22
25
25
25
26
26
22
9
440
210
440
215
440
225
380
225
245
480
185
370
250
300
560
265
420
540
630
245
200
330
740
340
770
275
124
241
290
10
540
280
505
240
510
250
480
290
295
550
210
450
295
390
710
330
510
720
840
305
240
390
950
410
960
335
242
303
370
11
2,8
2,4
3
2
3
2
1,7
2,6
2,1
3,1
2,52
1,4
1,25
2,7
-1,5
1,2
1,2
1,7
1,2
2,55
Окончание таблицы 35
1
34
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
2
85,7
85
85
85
85
85
85
85
80
80
80
80
80
75
75
3
14,3
15
15
15
15
15
15
15
20
20
20
20
20
25
25
4
0,57
0,6
0,45
0,45
0,6
0,75
0,65
0,7
0,6
0,6
0,7
0,7
0,7
0,6
0,6
5
1030
1030
1030
1030
1030
1030
1030
1030
1030
1030
1030
1030
1030
1030
1030
50
51
52
53
54
55
56
57
58
59
60
61
94
90
88
88
85
85
80
80
80
80
80
75
6
10
12
12
15
15
20
20
20
20
20
25
0,7
0,6
0,7
0,7
0,6
0,7
0,6
0,6
0,6
0,6
0,67
0,55
Вода
Вода
Вода
Вода
Вода
Вода
Вода
Вода
Вода
Вода
Вода
Вода
6
7
5
1450
5
1600
23
1600
5
1440
25
1520
25
1490
25
1530
29
1500
22
1410
5
1410
25
1350
30
1350
10
1350
22
1280
5
1280
Жидкость затворения - вода
20
1620
23
1650
50
1470
20
1470
23
1490
25
1450
5
1350
18
1350
20
1330
65
11350
22
1330
22
1300
86
8
22
24
18
18
24
25
25
26
25
25
25
25
25
25
25
24
24
25
25
24
25
22
22
20
24
23
19
9
535
545
175
365
185
220
265
180
270
580
385
181
320
270
590
10
670
615
195
440
230
244
301
24
330
650
>435
242
424
340
670
11
1,7
1,5
2,7
2,2
0,9
2
1,2
0,6
-
240
940
495
390
1210
620
>600
660
600
310
1160
620
490
1310
730
1224
1020
,7
1
1,8
-
Таблица 36 - Краткая характеристика добавок, вводимых для предупреждения усадочных деформаций в
процессе формирования цементного камня.
№
Наименование
п/п
1
2
1. Расширяющийся
цементный раствор
2.
Расширяющийся
цементный раствор
3.
Расширяющийся
цементный раствор
4.
Расширяющийся
цементный раствор
5
Расширяющийся
цементный раствор
6
Расширяющийся
цементный раствор
Расширяющийся
цементный раствор
7
8
Расширяющийся
цементный раствор
Состав раствора
Показатели
Авторы
3
Портландцемент (60-80 %); гранулированный шлак (20-25 %); высокоглинистый шлак (5-7 %); гипс (5-7 %)
Портландциментный клинкер (73-78 %);
двуводный гипс (5-9 %); продукт химической
щелочесодержащих
алюмосиликатных материалов (7-18 %)
Портландциментный клинкер (76-82 %);
гипс (4-8 %); зола сжигания сланцев (1020 %).
ПТЦ; сульфклинкер (сульфатоалюминат
кальция, двухкальцевый силикат, сульфосиликат кальция и сульфат кальция)
Портландцементный клинкер; двуводный гипс; расширяющая добавка сульфатоалюминатный продукт (сернокислый алюминий; метакаолинит; активный
кремнезем)
ПЦТ; известь; сульфоалюмосиликатная
добавка (SO3; Al2O3∙2SiO2)
ПЦТ;
сульфоалюминат
кальция;сульфосиликат кальция; четырехкальциевый алюмоферрита и несвязанный сульфат кальция
ПЦТ, гипс, гидрогранатовый шлам глиноземного производства
4
5
87
Расширение цементного камня
более 0,1 %
Расширение цементного камня
более 0,1 %
Расширение цементного камня
более 0,1 %
Регулируемая энергия расширения
И.В.Кравченко
И.А.Крыжановская
Б.Г.Шокотова
И.Ф.Пономарев
З.Б.Энтин
Т.А. Атакузиев
Д.Ф. Гаджиев
Ф.М. Мирзаев
Высокие показатели линейного расширения при затворении с водой образуется
М.Ш. Дорфман
гидросульфоалюминат кальция (эттринГ.Г. Курилин
гит)
Порисутствуют расширяющие и вяжущие
свойства
Повышение прочности вводят (окись
магния сульфат бария и хлористый кальций)
Е.Ф. Жаров
А.Л. Берштейн
Т.А. Атакузиев
Ф.М. Мирзаев
Повышение свободного расширения и В.В. Андреев
прочности цементного камня
Н.М. Бурбина
Продолжение таблицы 36
1
9
2
Расширяющийся
цементный раствор
10
ЦТБТ
ЦТБР
11
БАЦ
12
ТРЦ
13
Расширяющая до- Гипс+ глиноземсодержащий компонент
бавки к цементу
(Al2O3-40-60 %; СаО – 20-25 %; Fe2O3 -37 %; MnО – 10-15 %)
Расширяющая до- Молотая негашеная известь -10-25 %,
бавки к цементу
кремнеземистые добавки – 10-20 % или
гранулированный доменный шлак, кварцевый песок
Вяжущая добавка
Отходы фосфогипса, борогипса и фторогипса (29-36 % извести); ПЦТ – 85-95 %,
добавка от 0,5-15 %
Химически актив- Периклаз – окись магния
ная расширяющая
добавка
Магнезиальный
Каустический магнезит (каустический
цемент
доломит затворенный раствором хлорида
натрия) вводится 10-20 %
14
15
16
17
3
Алит, сульфоалюминат кальция (3СaO
3(Al2O3Mn2O3) CaSO4, алюмоферрит
кальция, сульфит кальция, окись кальция, алюминат сальция
Цемент тампонажный быстротвердеющий – расширяющийся ЦТБР (высокоалюминатный+гранулированный
шлак+двуводный гипс)
Безусадочный белитоалюминатный цемент (обожженный белитоалюминат 8485 % и двуводный гипс 15-16 %)
ПЦТ, расширяющиеся вяжущие АФП
(алюмокальциевый шлак + фосфогипс+кварциевый песок)
88
4
5
Ускорение твердения и повышение прочности цементного камня
С.И. Иващенко
Н.Л. Акопова
Для цементирования скважин с низкими
температурами ((-20С) – (+250С))
В.П. Трудко
А.Е. Карнилов
Интервал применения -5 - +15 0С
Расширяющий эффект более 0,1 %
Г.М. Тарнауцкий
Т.И. Анисимов
В.К. Корпенко
Т.М. Худякова
В.И. Суриков
М.А. Шапошникова
К.К. Карибаев
Обеспечивает линейное расширение до 5
А.А. Новопашин
%
Т.А. Лютикова
Количество добавки 15 %
Высокие показатели расширения
А.Г. Гайдеров
Высокая скорость твердения, самонапряжения цементного камня в процессе твер- А.А. Пащенко
дения
Применение при высокой забойной темМ.Х Каримов
пературе выше 150 0С
Н.А. Губкин
Обладает быстрым схватыванием, хоро- В.С. Даньшевский
шей адгезией к металлу, расширение до Ю.Т. Кадыров
0,5 % в течении двух суток
Н.Х Каримов
Ш.М. Рахимбаев
Продолжение таблицы 36
1
18
2
Расширяющийся
цемент
19
Расширяющая
бавка
20
21
22
23
24
25
26
3
4
Трехкальциевый алюминат до 6 %, окись
магния 5-8 %, гипс 6-7 %
Увеличенный коэффициент расширения
до- Шлакопесчаные,
цементно-хромовые
(хромовый шлам 20 %) и цементно шлаковая смесь (АЗФ-50 %) ПЦТ – 80 %,
В/Т – 0,5
Расширяющая до- Магнезитовые более 90 %, периклазовые
бавка (огнеупорные (периклазошпинельные более 70 %),
материалы)
хромомагнезитовые, фостеритовые MgO
10-30 %; Магнезито-доломитовые 50-70
%
Расширяющая до- Порошок магнезитовый каустический
бавка ПМК-75
РД1
Саморассыпающийся шлак -25 %, песок
-25 %, порошок магнезитокаустический 50 % (75 % каустического магнезита
ПМК-75 %)
РД2
Саморассыпающийся шлак – 50 %,
ПМК-50 %
РД3
ПМК – 89-100 %
Расширяющая до- Отходы хромовых солей
бавка
Расширяющая до- Белая сажа совместно с хлористым цирбавка
конием
Расширение происходит за счет добавки
В.С. Данюшевский
хроматного шлама, содержащего периН.Х. Каримов
клаз. Расширение составляет 10-25 % при
Б.Н. Хахаев
температуре 160 0С
Применяется при температуре более160
0
С
Н.Х. Каримов
Н.А. Губкин
Повышенный расширяющий эффект
Н.Х. Каримов
Повышенный расширяющий эффект
Н.Х. Каримов
Повышенный расширяющий эффект
Н.Х. Каримов
Повышенный расширяющий эффект
Повышенный расширяющий эффект
Н.Х. Каримов
Н.С. Запорожец
В.И. Питерс
Д.С. Баталин
Ю.П. Ржаницин
Л.И. Катаева
В.И. Вяхирев
Ю.С. Кузнецов
В.П. Овчинников
Е.М. Шайхутдинов
Е.Л Лимаков
Ю.Т. Кадыров
Повышенный расширяющий эффект
27
Расширяющая
бавка
до- Пылеунос вращающихся печей обжига Повышенный расширяющий эффект
магнезита
28
Расширяющая
бавка
до- Окись бора совместно с каучуком
Повышенный расширяющий эффект
89
5
В.С. Данюшевский
Н.Х. Каримов
Б.Н. Хахаев
Окончание таблицы 36
1
29
2
Расширяющая
бавка
3
4
до- Двуводный гипс совместно с отслоенной Повышенный расширяющий эффект
смолой переработки древисины
30
Расширяющая
бавка
31
Расширяющая
бавка
Расширяющая
бавка
до- Гидроалюминат кальция совместно с Повышенный расширяющий эффект
гипсом, содержащим хлористый алюминий
до- Сплав фосфогипса с отходами обогаще- Повышенный расширяющий эффект
ния полиметаллических руд
до- Смесь сернокислого железа с хлористым Повышенный расширяющий эффект
кальцием
33
Расширяющая
бавка
до- Термически обработанный твердый Повышенный расширяющий эффект
остаток отходов содового производства
34
Расширяющая
бавка
Расширяющая
бавка
до- Оксид железа совместно с сернокислым Повышенный расширяющий эффект
натрием и оксидом магния
до- Карбоалюминат кальция, содопродукт
Повышенный расширяющий эффект
32
35
90
5
В.С. Бакшутов
В.С. Данюшевский
М.В Хадыров
А.А. Новокашин
Д.М. Дмитриев
Т.В. Арбузова
В.Д. Глуховский
Р.Ф. Рупова
З.А. Болицкая
И.Г. Верещага
Е.Ф. Жаров
А.З Керцман
В.М. Кравцов
М.Р. Мавлютов
Ю.С. Кузнецов
В.П.Овчинников
Ф.А. Агзамов
В.С. Бахмутов
Х. Аль-Варди
Н.Е. Щербич
В.И. Корнеев
В.П. Зозуля
Таблица 37- Физико-механические свойства облегченного расширяющегося тампонажного материала на гидрокарбоалюминатной основе (ГКА)
Состав тампонажного раствора,
весовых частей
Температура
тверд., С
Плотность,
кг/м3
Растекае- Сроки схватывания, час.- мин
мость,
см
начало конец
Прочность камня,
МПа, в возрасте
2сут.
7сут.
Расширение камня,
%, в возрасте
14 сут. 2 сут.
0,94 ПЦТ + 0,02 МСФ +
20
1640
22
8-25
9-55
2,0
4,5
6,6
0,10
0,02 ГКА+0,02 Г+0,5 В
-“40
1640
22
3-40
4-50
4,5
6,2
7,1
0,06
0,94 ПЦТ + 0,02 МСФ +
20
1650
23
4-15
4-50
2,9
3,8
5,0
0,10
0,02 ГКА + 0,02 Г + 0,5 Р 4% CaCl2
0,90 ПЦТ + 0,02 МСФ +
20
1640
21
8-10
9-35
1,7
5,0
5,7
0,11
0,04 ГКА + 0,04 Г + 0,5 В
-“40
1640
21
4-35
5-40
4,4
5,4
5,9
0,14
0,90 ПЦТ + 0,02 МСФ +
20
1650
23
4-15
4-40
2,6
3,0
5,0
0,14
0,04 ГКА + 0,04 Г+0,5 Р 4 % CaCl2
0,92 ПЦТ + 0,04 МСФ +
20
1540
24
8-25
10-40
2,7
4,8
5,9
0,13
0,02 ГКА + 0,02 Г + 0,55 В
-“40
1520
24,5
4-25
5-20
4,2
4,5
1,6
0,06
0,88 ПЦТ + 0,04 МСФ +
20
1520
24
8-20
10-40
1,6
3,7
4,3
0,26
0,04 ГКА + 0,04 Г + 0,55 В
-“40
1520
20,5
5-10
5-00
4,0
4,2
4,7
0,13
0,88 ПЦТ + 0,04 МСФ +
20
1530
24
4-50
5-25
1,7
3,0
3,7
0,16
0,04 ГКА + 0,04 Г + 0,55 Р 4% CaCl2
0,90 ПЦТ + 0,06 МСФ +
20
1420
24
11-30
13-10
1,1
3,7
3,9
0,12
0,02 ГКА + 0,02 Г + 0,6 В
-“40
1400
24,5
5-20
7-00
4,1
4,3
4,5
0,03
0,90 ПЦТ + 0,06 МСФ +
20
1420
24,5
5-05
5-40
2,5
3,1
4,1
0,11
0,02 ГКА + 0,02 Г + 0,6 Р 4% CaCl2
0,86 ПЦТ + 0,06 МСФ +
20
1420
25
11-45
13-35
1,1
2,6
3,1
0,18
0,04 ГКА + 0,04 Г + 0,6 В
-“40
1400
23
4-45
5-50
3,5
3,9
4,5
0,07
Примечание. ПЦТ – портландцемент тампонажный ПЦТ 1-50; МСФ – стеклянные микросферы (МС-А9 группы Б2);
ГКА – гидрокарбоалюминат; Г – гипс; Р – водный раствор n % хлористого кальция; В – техническая вода
91
7 сут. 14 сут.
0,13
0,16
0,09
0,11
0,18
0,20
0,17
0,19
0,16
0,14
0,21
0,21
0,15
0,12
0,08
0,09
0,30
0,33
0,16
0,16
0,24
0,24
0,15
0,16
0,05
0,06
0,16
0,17
0,21
0,24
0,09
0,09
Таблица 38 – Физико-механические свойства тампонажных составов с добавкой различных марок ОЭЦ
Водоотдача,
РастекаеЛСТП см3/30 мин при
мость, мм
Р=0,7МПа
Цемент
ОЭЦ
CaCl2
100
-
-
-
98 за 33с
100
100
100
100
100
100
0,9 (6867)
1,0 (6867)
1,0 (11047)
1,0 (11094)
0,8 (В-56)
1,0 (В-56)
2,0
3,0
3,0
3,0
2,0
2,0
-
33,0
12,0
15,0
12,5
60,0
25,0
100
100
100
100
0,7 (GR)
0,4 (HHBR)
0,5 (MBR)
0,4 (H4BR)
2,0
2,0
2,0
2,0
0,1
0,1
0,1
0,1
11,5
21,5
27,0
24,5
100
100
100
100
100
0,5 (ЕНМ)
0,3 (ЕНМ)
0,5 (EHL)
0,3 (ЕНН)
0,7 (Н20р)
3,0
3,0
2,0
2,0
2,0
-
15.0
22.0
21.0
52.0
72.0
Плотность,
кг/м3
190
1810
СУЛЬФАЦЕЛ
130
1840
150
1840
180
1860
170
1850
210
1840
170
1840
NATROSOL 250
215
1800
150
1860
160
1810
160
1830
HOEHST TYLOSE
180
1840
220
1850
180
1830
190
1840
200
1830
92
Сроки схватыва- Прочность Время зана изгиб че- густевания, ч-мин
рез 2 сут.,
ния, чначало конец
МПа
мин
4-00
7-30
3,5
3-40
8-15
8-20
6-30
6-05
>8-00
>8-00
24-00
10-35
8-10
7-45
> 10-00
> 10-00
4,38
3,9
3,5
3,7
3,4
2,3
6-20.
6-40
4-50
4-50
8-45
10-00
5-00
2-35
5-50
2-40
6-50
3-50
8-00
5-20
4,5
4,98
4,75
3,34
2-30
1-15
1-30
1-20
6-50
4-40
6-25
7-00
>8-00
8-50
6-30
8-25
9-00
>10-00
2,9
4,8
3,9
2,9
2,6
2-30
3-30
5-00
4-50
8-40
Таблица 39 - Влияние различных марок тилозы на свойства тампонажных составов
Инградиенты, масс. %
Цемент
100
100
100
100
100
100
100
100
Тилоза
CaCl2
0,5(EHМ)
0,3(EHM)
0,5(EHL)
0,3(EHH)
0,4(H-20-Р)
0,5(ЭКСЦЕЛ Н)
0,8 СЦ(В-56)
3,0
3,0
2,0
2,0
4,0
0,5
2,0
Водоотдача,
см3/30 мм
Р 0,7 МПа
98 за 33
15,0
22,0
21,0
52,0
17,0
30
60
Растекаемость,
мм
190
180
220
180
190
190
280
210
93
,
кг/м3
1810
1840
1850
1830
1840
1840
1830
1840
Сроки схватывания
ч.мин.
начало
конец
4-00
7-30
6-50
8-50
4-40
6-30
6-25
8-25
7-00
9-00
8-25
10-20
7-30
8-30
>8-00
>10-00
Прочность
на изгиб
2 суток, МПа
3,5
2,9
4,8
3,9
2,9
4,0
3,8
3,4
Таблица 40 – Физико-механические свойства деформативноустойчивых тампонажных составов с добавками
вермикулита и асбеста при 20C
Состав раствора, вес.ч
Плот
ность,
г/см 3
Рас
Водо
текаотде
емост ление,
ь,см
мл
Условная водоотдача,
см 3
фильтр
Сроки схватывания,
ч-мин
гл.
начало
корку
6
7
26,2
7-35
Прочность
камня,
2 сут., МПа
8
8-10
Изгиб
9
3,9
Сжатие
10
16,6
конец
1
0,98ц+0,02асб.+0,55рCaCl24 % c 0.2 % т
2
1,78
3
17,0
4
0
5
117,7
0,98ц+0,02верм.+0,55рCaCl24 % c 0.2 % т
0,98ц+0,02асб.+0,55рCaCl24 % c 0.25 % т
1,75
1,78
20,0
17,0
0
0
105,0
84,5
24,9
24,0
6-30
6-45
7-10
7-25
3,2
3,6
12,1
14,9
0,98ц+0,02верм.+0,55рCaCl24 % c 0.25 %
т
0,98ц+0,02асб.+0,55рCaCl24 % c 0.3 % т
0,98ц+0,02верм.+0,55рCaCl24 % c 0.3 % т
1,76
19,5
0
72,5
24,5
5-55
6-30
3,7
14,9
1,76
1,74
17,5
19,0
0
0
69,1
52,1
22,4
21,9
9-00
8-05
9-40
8-50
3,0
2,9
12,5
9,8
Примечание – ц – цемент, асб. – асбест, верм. – вермикулит, т. - тилоза
94
3.2.5 Выбор жидкости затворения
В зависимости от наличия солевых отложений в разрезе скважины или
от степени минерализации пластовых вод выбирают жидкость затворения (таблица 41)
Таблица 41 – Виды жидкостей затворения
Отложения
Галит
Бишофит, карналит
Сульфаты
Минерализованная
среда
Насыщенный раствор хлорида натрия, =1190 кг/м3
Насыщенный раствор хлорида магния, =1270 кг/м3
Техническая вода
Концентрация
соли, %
35
36
-
Техническая вода
-
Среда затворения
Предпочтительность выбора того или иного тампонажного раствора
диктуется конкретными условиями бурения скважины. Рекомендуется [2] интервал залегания продуктивного пласта цементировать «бездобавочным» тампонажным раствором (за исключением реагентов ускорителей, замедлителей
сроков схватывания).
3.2.6 Выбор буферной жидкости
Для повышения качества цементирования (предотвращения образования
густых трудно прокачиваемых смесей; увеличения полноты замещения бурового раствора тампонажным; разрушения фильтрационных глинистых корок на
стенках скважины, лучшего сцепления тампонажного раствора с горными породами, слагающими стенки скважины) необходимо предусмотреть использование буферной жидкости (таблица 42).
При расчете объема буферной жидкости Vбуф. ж. всех типов следует учитывать следующие технологические ограничения:
- если буф.ж. < б.р., то максимально допустимый объем Vбуф. ж. определяют из условия предупреждения проявления пласта с наибольшим градиентом
пластового давления;
- объем Vбуф.ж. должен обеспечивать заполнение затрубного пространства
( в зоне продуктивных пластов) на участке длиной не менее 150 м;
95
- технологические рекомендации для конкретного.
Несмотря на общее признание необходимости использования буферных
жидкостей, в существующей литературе до настоящего времени отсутствуют
обоснованные критерии их выбора.
Таблица 42 - Виды буферных жидкостей
Буферная жидкость
Область применения
В устойчивых породах, не подверженных набуханию при краткоВода
временном воздействии потока воды
При бурении с промывкой нефтеэмульсионными растворами или
Нефть и нефтепрокогда ствол скважины не цементируется нефтеэмульсионными тамдукты
понажными растворами
Утяжеленные (на соПри применении больших объемов легких жидкостей имеется
левой и полимерной опасность выброса, обвалов и осыпей; при наличии сильно каверосновах)
нозных зон в стволе скважины
Водные растворы соВ разрезах с наличием соляных куполов
лей
Для удаления фильтрационной корки и остатков бурового раствора
Растворы кислот
со стенок скважины в интервале продуктивного пласта
При наличии в разрезе зон поглощений, затрудняющих цементиАэрированные
рование при больших коэффициентах уширения ствола
Эрозионные (водоПри наличии в стволе больших каверн, стенки которых сложены
песчаные)
глинистыми породами
Незамерзающие
В зонах многолетнемерзлых пород
На месторождениях с низкими градиентами пластовых давлений;
С низкой водоотдапри наличии в разрезе поглощающих пластов или малопрочных
чей
пропластков, склонных к осыпям и обвалам
В суженных и расширенных частях ствола скважины для обеспеВязкоупругий раздечения вытеснения бурового раствора (имеет ограниченное применелитель
ние из-за рядов недостатков)
3.2.7 Обоснование необходимой плотности тампонажного раствора
Обоснование плотности тампонажного раствора для цементирования
вышележащих относительно продуктивного пласта интервалов производится из
условия недопущения поглощения тампонажного раствора наиболее «слабым»
пластом (определяется по давлению гидроразрыва из совмещенного графика
давлений) и наиболее полного вытеснения буровой промывочной жидкости из
затрубного пространства, которые записываются следующими выражениями:
Плотность тампонажного раствора следует выбирать из соотношения
н
в
 тр
  тр   тр
,
96
(50)
с учетом ограничений
Ртр≤ Рпогл
(51)
н
 тр
= б.р.+ .
(52)
В частном случае из выражения (51)
в
 тр

Рпогл -  пж gh
.
g ( Lп - h)
В приведенных выражениях:
(53)
в
н
 пж  тр
 тр
- плотность промывочной
жидкости, верхний и нижний допустимые величины плотности тампонажного
раствора, кг/м3;  - необходимое превышение плотности тампонажного раствора над плотностью вытесняемого бурового раствора, кг/м 3; Рпогл. - давление
разрыва пород на той же глубине, Па; L – глубина спуска обсадной колонны, м;
Ln - глубина залегания подошвы наиболее «слабого» пласта, м; h – уровень тампонажного раствора от устья скважины, м.
Если буферная жидкость не применяется или высота столба ее в кольцевом пространстве мала, то рекомендуется принимать  200250 кг/м3. При
при невозможности выполнения условия (51) необходимо прибегнуть к двухступенчатому цементированию с разрывом во времени. Глубину цементировочной муфты Lм в обсадной колонне можно найти из уравнения
Lм >
(  ц . р.  1000) L п  Р п
(  ц. р   б. р ) g
,
Возможное значение плотности тампонажного раствора
(54)
 тр
ориенти-
ровочно принимается в пределах установленных границ (желательно ближе к
верхней границе) и проверяется условие недопущения поглощения тампонажного раствора продуктивным пластом на момент окончания цементирования
скважины (Ркпз < Рпогл).
Давление в кольцевом пространстве на забой скважины определяется
Ркпз = Ргскп + Ркп + Рукп ≤ Рпогл ,
97
(55)
где Рскп, Ркп – соответственно давление гидростатическое, гидродинамическое и на устье в кольцевом пространстве, Па;
Ргскп
=
g·(б.р·hб.р
+
буф.ж∙hбуф.ж+т.р·hт.р
+
пцт·hпцт),
(56)
б.р, буф.ж, т.р, пцт – соответственно плотности бурового раствора, буферной жидкости, облегченного тампонажного и бездобавочного растворов, кг/м3;
hб.р, hбуф.ж., hт.р, hпцт – соответственно высота подъема бурового раствора,
буферной жидкости, облегченного и бездобавочного
тампонажных растворов, м.
Принимается Рукп = 0.
Если условие выполняется, то выбранное значение плотности принимается
за окончательное, если нет – то значение плотности снижают и повторно проверяют его выполнение. Операция завершается при достижении ее выполнимости.
Гидродинамическое давление зависит от режима движения прокачиваемой жидкости. При хорошем центрировании обсадной колонны и отсутствии
больших каверн целесообразно процесс продавливания осуществлять при турбулентном режиме течения тампонажного раствора. Пробковый режим течения
жидкости обеспечивается при скорости восходящего потока не более 0,4 м/с.
Расчет гидродинамических давлений производится по известным формулам для вязкопластичной и вязкой жидкости. К первым относятся дисперсионные системы – промывочные и продавочные жидкости на глинистой основе,
тампонажные растворы и другие жидкости содержащие твердую фазу. Ко вторым – техническая вода, растворы солей, кислоты.
Режим течения вязкопластической жидкости определяется по критическому числу Рейнольдса (Reкр)
Rекр = 2100 + 7,3 (Не)0,58,
где
Не – число Хендстрема.
При течении в кольцевом пространстве:
98
(57)
Некп =
τоi  d г 2  ρi
,
ηi 2
(58)
в трубах:
Нетр =
τоi  d в 2  ρi
,
ηi 2
(59)
где оi - динамическое напряжение сдвига i-прокачиваемой жидкости, Па;
i – плотность i - прокачиваемой жидкости, кг/м3;
i – пластическая вязкость i - прокачиваемой жидкости, Пас;
dr – диаметр кольцевого пространства, м.
dг = Кdд – dн,
где
(60)
К = 1,1 – коэффициент кавернозности;
dд – диаметр долота, м;
dн – наружный диаметры обсадных труб, м;
Если Rекр  Rе = 2300 - режим течения турбулентный.
Критическая производительность насосов цементировочных агрегатов
при этом будет равна
Qкр = Rекр·F · ηi / (dr·i),
(61)
где Qкр- критическая производительность насосов агрегатов, м3/с;
F - площадь поперечного сечения кольцевого пространства, м2;
 - коэффициент гидравлических сопротивлений;  = 0,025.
Величина F определяется из выражения:
F = π (d2скв - d2н) / 4 ,
где
(62)
dн – наружный диаметр обсадной колонны, м
dскв – диаметр скважины, м. Определяется dскв = К∙dД (К - коэффициент
кавернозности породы)
Гидродинамические давления, создаваемые в кольцевом пространстве
скважины и в трубах при прокачивании различных жидкостей рассчитываются
по формулам:
99
Для ламинарного режима течения:
- вязких жидкостей в трубах
т iQli / d4в ,
(63)
- вязких жидкостей в кольцевом пространстве
кп iQlif(б)/ d3r(КdД-dн),
(64)
- вязкопластичных жидкостей в трубах
т = 4oili / idв ,
(65)
- вязкопластичных жидкостей в кольцевом пространстве
кп = 4oili / i(dс-dн) ,
(66)
(1   ) 2
f(б) =
,
1   2  (1   2 ) / ln  2
(67)
δ = dн / Кdд ,
(68)
где i - динамическая вязкость, Пас (ориентировочно для воды i = 0,01-0,02
Пас)
β – коэффициент зависящий от числа Сен-Венана (Se)
Se – число Сен-Венана. При течении жидкости в трубах (Seit)
Seit = π · τoi · dв/4 ηi · Q,
(69)
в кольцевом пространстве (Seiкп)
Seiкп = τoi · Fкп · dв/ηi · Q,
(70)
Для 1 < Seiкп < 100
Для 100 < Seiкп < 1000
βiкп = 0,06 + 0,35 lg Se
βiкп = 0,76 + 0,056 lg Se
Для 1 < Seit < 60
Для 60 < Seit < 1000
βit = 0,1 + 0,036 lg Se
βit = 0,78 + 0,056 lg Se
Для турбулентного режима движения жидкости на i-ом участке гидродинамическое давление рассчитывается по формуле Дарси-Вейсбаха:
- в кольцевом пространстве:
ΔРКП =
ρi λ Q li
2 (d с d н ) ,
100
(71)
- в трубах
 i lQ 2
РТ 
где
(72)
2d
λ – коэффициент гидравлических сопротивлений,
li –длина кольцевого пространства на i-том участке;
- для вязких жидкостей при движении в трубах (λт)
1,46 Э 100 
Т  0,1

Re 
 d
0, 25
,
(73)
- при движении в кольцевом пространстве (λкп)
 КП
1,46 Э 100 6,72 
 0,106

 2
d
Re
Re 
r

0 , 25
,
(74)
где Кэ – шероховатость элементов циркуляционной системы.
Для вязкопластичной жидкости определение коэффициента гидравлических сопротивлений производятся по формулам (λт), (λкп)
Т 
0,316
4
Re

10He
,
Re 2
1,46 К Э 100 6,72
λкп = 0,106
+
+
dr
Re Re 4
(75)
0 ,25
,
(76)
Шероховатость Кэ новых стальных труб равна (1-2)·10-5м, после нескольких лет их эксплуатации (15-30)·10-5м в обсаженном заколонном участке ствола
скважины Кэ = 3·10-4м, в необсаженном Кэ = 3·10-4м.
Шероховатость элементов циркуляционной системы можно в расчетах
принимать λ = 0,02 - 0,03.
Реологические параметры некоторых тампонажных растворов приведены
в таблицах 43- 45.
101
Таблица 43 - Физико-механические свойства тампонажного раствора при
различном водосодержании, (температура 200С)
В/Ц
1
0,40
0,45
0,50
0,40
0,45
0,50
0,40
0,45
0,50
0,40
0,45
0,50
1,0
1,25
Dр, см
пл, мПас
3
4
2
Sуд = 350 м /кг
3
16
26
3
18
19
3
20
25
90
10
53
90
14
26
90
18
26
2
Sуд=300 м /кг
3
18
27
3
20
29
3
24
22
90
14
45
90
18
36
90
20
29
Облегченный цемент с добавкой 10% бентонита
50
24
7
Облегченный цемент с добавкой 20% бентонита
50
24
10
τ, мин
2
о, Па
5
58
30
12
55
42
20
40
15
11
58
18
13
19
18
Таблица 44 - Физико-механические свойства тампонажного портландцементного раствора при различной температуре (Sуд = 300
м2/кг, В/Ц=0,5)
t, оС
20
50
70
90
20
50
70
90
20
50
70
τ, мин
3
3
3
3
20
20
20
20
60
60
60
Dр, см
24
24
24
24
22
18
16
14
20
14
12
102
пл, МПас
22
22
22
22
25
15
4
6
28
27
46
о, Па
11
11
11
11
18
12
51
54
12
41
53
90
60
9
58
68
Таблица 45 - Физико-механические свойства тампонажных растворов с
Вид до- Доля добавки бавки, %
2,0
6,0
8,0
NaCl
2,5
5,0
7,5
10,0
1
3
Na2CO3
5
7
2
3
CaCl2
3
4
7
пл,
МПас
0,45
5
60
18
40
0,45
5
60
19
50
0,45
5
60
20
70
0,5
20
3
22
30
0,5
20
3
22
30
0,5
0
3
24
20
0,5
20
3
24
20
0,45
20
60
14
20
0,45
20
60
11
25
0,45
20
60
11
40
0,45
20
60
9
70
0,45
20
60
16
16
0,5
20
60
16
26
0,5
20
120
14
8
0,45
20
60
14
14
0,45
20
60
не течет
62
различными добавками в жидкость затворения
В/Ц
t, оС
τ, мин
Dр, см
о, Па
15
12
20
2,5
2,5
12
12
18
25
60
85
22
17
16
30
223
При планировании работ по цементированию скважин целесообразно
реологические параметры рекомендуемых составов тампонажных растворов
уточнять по результатам лабораторных исследований с учетом конкретных барометрических условий скважины.
3.3 Расчет технико-технологических параметров процесса цементирования
Способ цементирования обосновывается в зависимости от особенностей
геологического строения разреза разбуриваемой площади (месторождения), высоты подъема тампонажного раствора за обсадными колоннами, опасности возникновения осложнений.
103
Целью расчета являются: определение потребного количества тампонажных материалов, жидкости затворения, продавочной и буферной жидкости,
числа цементировочных агрегатов и цементосмесительных машин. Зная эти
данные, определяется планируемое время цементирования обсадной колонны и,
при необходимости, производится подбор вида реагентов и его количества.
3.3.1 Определение потребного объема материалов для приготовления
тампонажного раствора
Объем тампонажного раствора определяется объемом кольцевого пространства в интервале цементирования. Цементиярование может быть осуществлено «бездобавочным» тампонажным портландцементом на всю высоту,
либо частично. В последнем случае, оставшаяся часть заполняется облегченным
(утяжеленным) тампонажным раствором.
Объем «бездобавочного» тампонажного раствора (Vб)


Vб  0,785  (kdд ) 2 - d н2  Lб  d в2  lс ,
(77)
Объем «облегченного» тампонажного раствора (Vо)


Vо  0,785  (kdд ) 2 - d н2  (h - Lб ) ,
(78)
где k – коэффициент кавернозности (k = 1,1-1,3);
Dд – диаметр долота, м;
dн – наружный диаметр колонны, м;
dв – внутренний диаметр обсадной колонны вблизи башмака, м;
Lб - высота подъема «бездобавочного» тампонажного раствора в заколонном пространстве, м;
lс – расстояние от башмака обсадной колонны до кольца «стоп», м;
h – уровень подъема цементного раствора от устья, м.
Количество тамонажного материала (портландцемента) gб (т) для приготовления 1 м3 «бездобавочного» тампонажного раствора
gб = ρб (1+В/Т),
104
(79)
Потребное количество материалов (gо) для приготовления 1 м3 единицы
объема тампонажного раствора необходимой плотности (ρ0) определяется:
g0 =
где
О

a
(В / Т ) 
  i 

 ж 
 i 1  i
n
,
(80)
В/Т – водоцементное отношение, определяется по результатам лабораторных исследований из условия обеспечения растекаемости тампонажного
раствора по конусу АзНИИ равным 0,18÷0,20м;
pб, рж – плотность соответственно бездобавочного тампонажного раствора
и жидкости затворения , кг/м3 ;
аi – массовая доля i-го компонента твердого вещества;
ρi – плотность i-го компонента твердого вещества, кг/м3.
Общая масса тампонажного материала для приготовления тампонажных
растворов (Мiтр)
(Мiтр) = kтgiViт.р. ,
(81)
где gi - количество i-го материала для приготовления 1 м3 тампонажного раствора;
kт = 1,03-1,06 – коэффициент, учитывающий потери цемента при транспортировке и затворении;
Viтр = потребный объем i-го тампонажного раствора.
Масса компонентов тампонажной смеси (Маi)
Маi = аi  Miтм,
(82)
Количество жидкости затворения для приготовления тампонажных растворов (Мжi)
Мжi = Кв·(В/Т) Мiтм ,
(83)
где Кв = 1,08 - 1,10 – коэффициент, учитывающий потери воды при затворении.
Количество химических реагентов для регулирования свойств тампонажных растворов (тампонажного камня) определяется в зависимости от процент-
105
ного содержания химреагента по отношению к массе сухого тампонажного материала.
3.3.2 Определение необходимого объема продавочной жидкости
Продавочная жидкость необходима для продавливания тампонажного
раствора в заколонное пространство. Необходимый объем продавочной жидкости рассчитывается
V ПР 
где

2
k СЖ d в ( LC  hЦС )  Vм,
4
(84)
kсж - коэффициент сжимаемости промывочной жидкости, принимается
равным kсж = 1,02 – 1,05;
dв – внутренний диаметр колонны, м;
Lс – длина скважины по ее оси, м;
Vм – объем трубопроводов, связывающих цементировочные агрегаты с
цементировочной головкой, м3, принимается равным – 0,5 м3.
Все рассчитанные значения вносятся в таблицу 46.
Таблица 46 - Потребное количество материалов для цементирования эксплуатационной колонны
Название или шифр
Бездобавочный тампонажный раствор
ПЦТ-I-100
Техническая вода
КМЦ-600
Na2CO3
Сульфанол НП-1А
Облегченный тампонажный раствор
ПЦТ-I-50
Глинопорошок
Техническая вода
Сульфанол НП-1А
Буферная жидкость
Сульфанол НП-1А
Продавочная жидкость
ГОСТ, ОСТ, ТУ на изготовление
Единица измерения
м3
Потребное количество, кг
51,93
ГОСТ 1581-96
т
м3
т
т
т
м3
67,2
36,6
0,34
0,67
0,05
18,0
т
т
м3
т
м3
т
м3
11,9
1,9
15,2
0,021
5,8
0,004
31,3
ТУ 6-55—221-1311-93
ГОСТ 5100-85
ТУ 6-01-1816-76
ГОСТ 1581-96
ОСТ 39-202-86
ТУ 6-01-1816-76
ТУ 6-01-1816-76
3.3.3 Выбор оборудования для цементирования скважин
106
Обсадную колонну, спущенную в скважину, цементируют при помощи
цементировочных агрегатов и цементосмесительных машин.
Цементно-смесительная машина служит для механизированного приготовления цементного раствора.
Тип и число цементировочной техники определяется их техническими
характеристиками. В таблицах 47 и 48 приведены сведения о технических характеристиках ряда цементировочных агрегатах и цементосмесительных машинах, выпускаемых отечественной промышленностью. В таблице 49 – технические характеристики работы наиболее распространенных цементировочных агрегатов – ЦА 320М, 3ЦА-400А, 4АН-700.
Следует помнить, что смесительные машины (2СМН-20, АС-20) имеют
транспортную грузоподъемность 10 т., тогда как, в стационарных условиях их
грузоподъемность 20 т. Это необходимо учитывать при определении числа смесительных машин и при необходимости планировать привлечение цементовозов для доставки цемента на буровую.
Тип цементировочного агрегата зависит от выбранных смесительных
машин. Например, цементировочные агрегаты ЦА-400 не имеют водяного насоса, поэтому их следует использовать с машинами АС-20, имеющими такой
насос. В комплекте цементировочных агрегатов ЦА-320 имеется водяной насос
для подачи воды в смеситель при затворении тампонажного раствора и эти агрегаты, возможно, использовать в паре со смесителем 2СМН-20.
Количество цементировочных агрегатов (ЦА), работающих совместно с
конкретной цементно-смесительной машиной определяется производительностью смесителя по тампонажному раствору и суммарной производительностью
насосов высокого давления у ЦА, производящих закачку приготовленного раствора в скважину. Эти производительности должны соответствовать дуг другу.
Производительность смесителя по тампонажному раствору зависит от производительности водяного насоса QВН и состава тампонажного раствора:
QСМ = QВ / (В/Ц) · q с
(85)
Примерные производительности смесительных машин показаны в таблице 50.
107
Из таблиц 49-50, например, следует, что при QВ = 13 л/с с каждой смесительной машиной должны работать не менее двух ЦА-320 (максимальная производительность ЦА-320 при втулках Ø 125 мм равна 14л/с).
При QВ = 7 л/с при использовании ЦА-400, с каждой смесительной машиной можно использовать один цементный агрегат. Следует также учитывать,
что в процессе цементирования возможны поломки ЦА, поэтому во избежание
перерывов в работе при цементировании глубоких скважин стремятся с каждой
смесительной машиной обвязывать два ЦА.
Общее количество ЦА зависит от системы работы смесителей. При параллельной (одновременной) работе смесителей в приготовлении и закачивании
тампонажного раствора участвуют все ЦА. Естественно, что параллельно могут
работать смесители, загруженные одним тампонажным материалом.
При последовательной работе смесителей цементировочные агрегаты, затворившие цемент из первого смесителя, во время работы второго смесителя
могут подсоединиться к третьему смесителю и участвовать в его работе. Последовательная работа смесителей позволяет сократить потребное количество цементировочных агрегатов, но увеличивает продолжительность цементирования
скважины. Вследствие этого, а также из за сложностей с обвязкой ЦА с двумя
смесителями она применяется редко, только при недостатки агрегатов для закачки и продавки тампонажного раствора.
Некоторые варианты обвязки цементировочной техники и графики их работы приведены на рисунках 17, 18, 19.
При планировании операции цементирования необходимо определить количество тампонажных материалов по видам загружаемых в каждую цементосмесительную машину; объемы воды, находящиеся в мерных емкостях цементировочных агрегатов; количество химических агрегатов, добавляемых в
жидкость для каждого вида тампонажного материала. Важно определить схему
подачи продавочной жидкости к агрегатам, участвующих в процессе продавке.
108
Таблица 47 – Технические характеристики смесительных машин
Тип агрегата
Монтажная база
ЗАС-30
СМ-4М
I СМР-20
2 СМН-20
УС6-30
УС5-30
УС-4
КрАЗ-255Б
ЗИЛ-131А
Специальная рама
КрАЗ257Б1Ф
КрАЗ250
КрАЗ-250
КАМАЗ43114
30
27
10…30
10
15
15
7…20
-
13,2
13,2
-
-
1200…2400
-
1300…3400
1850
12
20
24
-
8
11,5
11
4,5
14,5
-
14,5
-
8,6
-
4
4
Производительность:
30
10(6,6)
30
при приготовлении тампонажного
3
3
раствора (дм /с) ρ-1859 кг/м
по сухому цементу: загрузочного
20
15
устройства, т/ч
2,2
13,2
разгрузочного устройства, т/ч
Плотность приготовляемого раствора,
1300…2400 1700…2000 1300…2400
кг/м3
7,5
5,0
Грузоподъемность, т
Наибольшая масса транспортируемо6
4
8…10
го материала, т
13
3,2
8…10
Вместимость цистерны, м3
3
Емкость осреднительной емкости, м
109
Таблица 48 – Характеристика насосных агрегатов
Тип насоса агрегата
ЦА-32А
5ЦА-320А
3ЦА-400А
Монтажная база
КрАЗ257Б1А
сани
КрАЗ257Б1А
9Т
9Т
-
Тип цементировочного
насоса
Диаметры сменных
втулок, мм
Наибольшее число
двойных ходов в минуту
Наибольшая производительность, дм3/с
Наибольшее давление,
МПа
Привод
цементировочного насоса
Водяной насос:
тип;
производительность,
дм3/с
Подпорный насос
Объем мерного бака,
м3
УНБ2630х500
КрАЗ-257
11Т
100;115;127
-
HG-250-100
АНЦ-320
КрАЗ-257
УНБ1400х40
КрАЗ-250
КрАЗ-250
14Т1
9Т
14Т
НТ-400
КрАЗ-250
(КрАЗ65104)
НЦ-320
110;125;140
90;110;125;1
40
100;115;127
100;125;140
-
-
133
127
-
-
250
750
-
-
24,5
36,5
31
22,8
37
350
26
-
32
40
-
32
40
63
40
ГАЗ-52А
ЯМЗ-238
9УС-800
ЯМЗ-238
ЯМЗ-238
ЯМЗ-238
ЗМЗ-511
(ГАЗ-33)
ЦНС 38-154
10
-
В2-500А-С3
(В2-500АВС3)
-
ЦНС 60-198
16,6
1В
13,0
ЦНС60-198
16,6
Deming44-2
60
ЦНС-38
-
-
-
-
-
-
-
6
5
6,4
5,5
MISSION
MAGNUM
60
3
6,4
110
ЦА-320М
6
Окончание таблицы 48
АНГЦ
Урал-4320
(КрАЗ65104)
ЗНП32150
100;125;14
0
271
26
50
Гидромотор МР-Ф1600/25М1
ЦНС-60165
УНБ1160х63
-
УНБЭ250х40
-
14Т2
14Т или
Н200
90
22,8
63
ЯМЗ238М
28
45
электропривод
ЦНС
3810,5
-
ПР12.5/
12.5-СП
-
-
6
5
ЦА-СИН35
УНБ-160х32
АЦП-4320
КрАЗ-65101
Урал 43201912-30
СИИ 35,01
СИИ35,02
СИИ 32 НМ
100…140
КрАЗ-250
(КрАЗ65101)
ТМ
Урал-43201912С31
11,5…22,6
24…50
-
УНПМАЦ-32
5557
Урал-5557 КрАЗ-250
Урал-4320
31
КрАЗ-65101
1912-30
АНЦ-500
КрАЗ65101-100
9ТМ
НЦ-320;3-х
9ТМ,
ЦНС 26-32
14Т
100;115;127
115
115
-
115
-
15,5…26
32
ГАЗ-53
21,15
23
ЯМЗ-238
21,15
23
ЯМЗ-238
26
32
ГАЗ-53
21,15
23
ЯМЗ-238
26;23;10,8
40;50;120
Двигатель
автомобиля
ЦНС38110
10,5
ЦНС-38
-
-
5
6
ЦНС-38-154 Центробежн ЦНС-38-110
многосекц.
8,3
13,0
-
-
-
6
6
6
НПЦ-32
АНЦ320К
Рама с по
-лозьями
плунжерный
насос НБ-80
-
-
ЦНС38-154
ЦНС60-165
10
10
-
6,4
111
6
10,5
Таблица 49 - Подача и давление развиваемое цементировочными
агрегатами
Тип Скоро
Диаметр втулок, мм
агрега сть
100
110
115(120)
125
та
Q
P
Q
P
Q
P
Q
P
ЦАI
1,4 40
1,7
32
2,3
24
320М
II
2,5 32
3,2
26
4,3
19
III
4,8 16
6,0
14
8,1
10
IV
8,6
9
10,7
8
14,5
6
3ЦАI
6,6
40
8,8
30
400
II
9,5
27
12,6 21
III
14,1 18
18,6 14
IV
19,5 13
23,4 10
4АНI
6,0 70
9,0
47
700
II
8,3 51
12,3 34
III
11,6 36
17,3 24
IV
14,6 29
22,0 19
Примечание: Подача Q в л/с, давление «Р» в МПа.
140
Q
11,2
16,1
23,8
33,0
-
P
23
16
11
8
-
Таблица 50 - Производительность смесительных машин по тампонажному
раствору, л/с
Водоцементное отношение (В/Ц)
0,4 - 0,5
0,8 – 1,0
Подача водяного насоса (QВ), л/с
7
13
11 – 12
21 - 22
8,5 – 9,6
16 - 18
Применяемые в настоящее время цементосмесительные машины не обеспечивают постоянной подачи тампонажного материала в воронку смешивания,
в результате чего не всегда обеспечивается постоянство состава и свойств тампонажного раствора. В связи с этим в процессе приготовления и закачивания
тампонажного раствора в скважину целесообразно использовать осреднительную емкость. Особенно это важно при последовательной работе смесительных
машин. В этом случае ЦА, обвязанные со смесительными машинами, откачивают приготовленный тампонажный раствор в осреднительную емкость, а другие цементировочные (ЦА) или насосные (АН) агрегаты нагнетают тампонажный раствор из нее в скважину. Суммарная производительность насосных агре112
гатов, откачивающих тампонажный раствор из осреднительной емкости, должна соответствовать производительности смесительных машин, готовящих тампонажный раствор. Закачивание тампонажного раствора в скважину целесообразно начинать, когда осреднительная емкость заполнится более чем на 50%. В
качестве осреднительной емкости чаще всего используются старые смесительные машины (с демонтированными шенками для подачи тампонажного материала) с объемом 14 м3. Схема обвязки цементировочной техники с использованием осреднительной емкости показана на рисунок 8.
Рисунок 17 Схема обвязки цементировочной техники
1 – цементировочная головка; 2 – узел приготовления цементного раствора (смесительная машина); 3 - узел приготовления облегченного тампонажного раствора; 4 – цементировочный агрегат для подачи воды и продавочной жидкости;
5 – линии подачи воды и продавочной жидкости; 6 – цементировочный агрегат для начала продавки.
113
Рисунок 18 – Схема обвязки цементировочной техники с использованием
блока манифольдов БМ-700: 1 – цементировочная головка;
2 – блок манифольдов; 3 – станция контроля цементирования; 4 - линии подачи воды и продавочной жидкости; 5 –
нагнетательные линии подачи цементного раствора и продавочной жидкости; 6 – ЦА-320; 7 – 2СМН-20; 8 – агрегат
на подачу воды
Рисунок 19 – Схема обвязки цементировочной техники с помощью осреднительной емкости: ОЕ – осреднительная емкость; АН – агрегат насосный; СКЦ – станция контроля цементирования;
БМ – блок манифольдов
114
С учетом изложенного, обоснование числа технических средств производится следующим образом:
- определяется число смесительных машин для каждого вида тампонажного материала (nсм)
nсм = Gтм / mнас · Vбунк ,
(86)
где mнас – насыпная масса сухой тампонажной смеси, кг/м3;
Vбунк – емкость бункера смесительной машины, м3.
- определяется производительность смесителя по цементному раствору:
QСМ 
QВ  V  iтр
( В / Т )  М  iтр
,
(87)
где Qв – производительность водяного насоса цементировочного агрегата, м3/с
(определяется из технических характеристик принятого цементировочного агрегата. Последний подбирается в соответствии с расчетными значениями Ркп и
Qкп.)
Значение Qсм сравнивается с максимальным значением qца и из условия:
Qсм = Qца = nца · qца
(88)
определяется nца.
При закачивании продавочной жидкости число цементировочных агрегатов увеличивается на один агрегат, что связано с необходимостью «стравливания» разделительной пробки.
3.3.4 Обоснование режимно-технологических параметров процесса
цементирования
В процессе закачивания тампонажного раствора возможны следующие
осложнения:
- поглощение тампонажного раствора из-за превышения давления в заколонном пространстве над пластовым;
- разрыв сплошности потока жидкостей.
Для предупреждения этих осложнений, обоснования режима заканчивания и продавливания тампонажного раствора строятся зависимости:
115
Рцг = f(Qi · Vжi),
(89)
Ркпз = f(Qi · Uжi)
(90)
где Рцг и Ркпз – давление на цементировочной головке и в кольцевом пространстве в интервале продуктивного пласта (на забой скважины),
МПа.
Рцг = Ркпс – Рт + ΔРт + ΔРкп + Ру,
(91)
Ркпз = Ркпс + ΔРкп,
(92)
где Qi – производительность всех цементировочных агрегатов,учавтсвующих в
процессе цементирования м3/с;
Ркпс, Рт, Руст – гидростатические давления составных столбов жидко
стей в кольцевом пространстве, в трубах и на устье, соответственно, МПа;
VЖi – объемы закачиваемых жидкостей, м3;
Рт, Ркп – гидродинамические давления, обусловленные движением жидкостей в трубах в кольцевом пространстве, МПа.
Процесс закачивания жидкостей начинают с максимальной производительностью постепенно снижая ее до минимальной. Последние 1 - 1,5 м3 продавочной жидкости закачивают одним агрегатом на 1-ой скорости.
Построение зависимостей (89, 90) производится следующим образом:
- задаются значениями объема закачиваемых тампонажного раствора, буферной и продавочной жидкостей: V1 = 0;
V2 = Vбуф;
(93)
V3 = Vбуф + Vо;
(94)
V4 = Vбуф + Vо + Vб;
(95)
V5 = Vбуф + Vо + Vб + 1/2Vпр.ж;
(96)
V6 = Vбуф + Vо + Vб + 2/3Vпр.ж;
(97)
V7 = Vбуф + Vо + Vб + (Vпр.ж – 1,5);
(98)
V8 = Vбуф + Vо + Vб;
(99)
и определяют высоту подъема на каждый момент распределения жидкостей в
кольцевом пространстве и обсадной колонне.
116
hт= 4 V / ( d в 2 ),
(100)
hкп= 4 V / (  k 2 D д 2 –  d н 2 )
(101)
Распределение жидкости в кольцевом пространстве и в обсадной колонне
приводится в виде таблицы 51.
При принятой производительности цементировочных агрегатов определяют значения Рцг и Ркпз. Изменяют режим работы цементировочных агрегатов,
проводятся аналогичные вычисления. Таким образом, для различных режимов
работы определяются давления на цементировочной головке и забое в кольцевом пространстве, результаты заносят в таблицу 52 и в виде графика (рисунок
20), куда также наносятся значения давления гидроразрыва и допустимого давления на насосах цементировочных агрегатов.
Если суммарное гидростатическое давление жидкостей, закачиваемых в
обсадную колонну превысит давление, обусловленное гидростатическим весом
жидкостей, находящихся в заколонном пространстве и гидродинамическими
сопротивлениями при их движении, то на устье скважины (на цементировочной
головке) возникает вакуум. Последнее может вызвать подсос воздуха через негерметичности в соединениях труб и, как следствие, образование пустот в цементном камне за колонной. Во избежание этого рекомендуется всегда иметь
положительное давление на цементировочной головке на устье скважины, создавая в случае необходимости противодавление в кольцевом пространстве,
направляя выходящую из скважины жидкость через штуцерную батарею.
Производится анализ полученных зависимостей:
- определяется момент снижения давления на цементировочной головке
ниже нуля и необходимая величина противодавления на устье;
- определяется режим противодавления из условий:
Ркпз ≤ Ргр,
(102)
Рцг ≤ Рн,
(103)
117
Таблица 51 - Распределение жидкостей в кольцевом пространстве и в обсадной колонне
Объем прокачиваемых
жидкостей,
м3
буровой
раствор
Распределение прокачиваемых жидкостей, м
в обсадной колонне
в кольцевом пространстве
бездобабездобаоблегченоблегченвочный
продавоч- бурово
вочный
буферная
ный тамбуферная ный тампотампонажная жидтампонажй
жидкость понажный
жидкость
нажный
ный раскость
ный расраствор
раствор
раствор
твор
твор
V1
V2
V3
V4
V5
V6
V7
V8
Таблица 52 - Результаты расчетов Рцг и Ркпз
Объемы прокачиваемых жидкостей, м3
IV скорость
III скорость
II скорость
I скорость
Q=
Q=
Q=
Q=
Рцг, МПа
Ркпз, МПа
Рцг, МПа
V1 =
V2 =
V3 =
V4 =
V5 =
V6 =
V7 =
V8 =
118
Ркпз, МПа
Рцг, МПа
Ркпз, МПа
Рцг, МПа
Ркпз, МПа
продавочная
жидкость
- результаты обобщаются и делаются выводы по режимно-технологическим параметрам процесса цементирования.
Пример: на рисунке 20 «а» сплошными линиями приведены зависимости
Ркпз=(Qi;VЖi).
Из нижнего рисунка видно, что закачивание жидкостей согласно условию
(91) можно осуществлять на четвертой скорости в объеме А1, на третьей – В1, на
второй – С1 и остальные на первой скорости. При закачивании жидкости в объеме V2 давление снижается ниже нуля. Возникает разрыв сплошности потока.
Максимальная величина отрицательного давления при производительности, на которой осуществляется закачивание жидкости в этот момент (на данном рисунке Q4) составляет Ру.
Для предупреждения разрыва сплошности потока в кольцевом пространстве на устье необходимо создать противодавление по величине равной Ру. Поэтому давление на цементировочной головке и на забое скважины
увеличится, кривые переместятся влево (пунктирные линии). Анализируя их
имеем: количество жидкости закачиваемой на четвертой скорости – А2; на третьей скорости – В2; на второй С2 и на первой Д2. Из условия (92) соответственно
для первого случая – А3, В3, С3, Д3, второго А4 В4 С4 Д4.
Оба условия (91, 92) выполняются при закачивании на четвертой скорости
объема жидкости А=А4, на третьей В=В4, на второй С=С4 и на первой Д=Д4.
При разработке рекомендаций следует учитывать, что последние 1,0…1,5
м3 продавочной жидкости в целях предупреждения нарушения сплошности колонны и герметичности элементов ее оснастки вследствие возможности гидравлического удара при посадке разделительной пробки на кольцо «стоп», следует
закачивать с наименьшей производительностью.
Продолжительность процесса цементирования tц складывается из времени
необходимого для приготовления тампонажного раствора и заполнения ею
осреднительной емкости, освобождения разделительной пробки, на закачивание
тампонажного раствора и продавочной жидкости в обсадную колонну.
t=Vбж/Qбж + Vтр/Σqца + ΣVпр.i/Qi + (600÷800)
119
(104)
Рисунок 20 –Зависимости давлений в кольцевом пространстве на забое
скважины (а) и на цементировочной головке (б) от производительности цементировочных агрегатов и объема закачиваемых жидкостей.
120
Время tц, как правило, не должно превышать 75% срока начала загустевания тампонажного раствора tзаг:
tц ≤ 0,75tзаг
(105)
Время загустевания регулируется реагентами замедлителями, ускорителями сроков схватывания. Результаты расчетов и анализа заносятся в таблицы
53, 54.
В случае ступенчатого расчет процесса цементирования производится
аналогично, но отдельно для каждой ступени. Место установки цементировочной муфты определяется геологическими условиями. При опасности поглощения тампонажного раствора муфта должна устанавливаться выше зоны поглощения. При этом должно соблюдаться условие Ркп < Ргр.
В случае опасности газопроявлений цементировочная муфта должна быть
установлена на 100-200м выше кровли газоносного пласта.
Результаты расчетов по данному разделу должны быть представлены в
виде таблицы и графиков.
Таблица 53 – Потребное для цементирования обсадной колонны количество материалов
Название
колонны
1
Название
тампонажного материала
2
Единица
измерения
Потребное
количество
3
4
3.4 Обоснование способа контроля качества цементирования
Способ проверки герметичности обсадной колонны определяется назначением скважины. В зависимости от выбранного способа разрабатывается технологическая схема испытания на герметичность (давление опрессовки, уровень снижения жидкости в колонне, время испытания и т.д.) [7, 14], выбирается
комплекс геофизических методов контроля качества цементирования [3].
121
8
9
10
11
12
13
нарастающее
7
в данном режиме
6
на устье скважины
в конце операции
Количество смесительных машин, шт
5
допустимое для агрегата
Количество агрегатов, работающих на
одном режиме, шт
4
объем порции на данном
режиме, м3
Тип агрегата
3
суммарная производительность, м3/с
Тип и название жидкости
2
Давление,
МПа
скорость подачи агрегата
Наименование технической операции
1
Время
выполнения операции,
мин
Режим работы агрегатов
диаметр втулок, м
Номер ступени цементирования части
колонны (снизу-вверх)
Таблица 54 – Режим работы цементировочных агрегатов
14
3.5 Выбор способа освоения скважины, организация процесса освоения
В данном разделе проекта необходимо определить требуемую величину
депрессии на пласт для вызова притока пластового флюида, обосновать способ
вызова притока (замена промывочной жидкости на воду или нефть; аэрация
промывочной жидкости; применение пены; свабирование; использование пластоиспытателя, УОТС и т.д.).
В проекте должен быть обоснован способ перфорации и плотность перфорационных отверстий, вид и параметры перфорационной жидкости, способ
ее доставки на забой, подобрано оборудование для устья скважины для безопасного проведения перфорации и вызова притока согласно [15].
3.6 Вопросы охраны труда, окружающей среды и техники безопасности
В данном разделе необходимо дать перечень мероприятий по безопасному
и безаварийному ведению работ по спуску колонны, ее цементированию,
опрессовке и освоению скважины, наметить конкретные мероприятия по охране
окружающей среды от загрязнения.
122
4 ПРОГРАММА РАСЧЕТА ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ПРОЦЕССА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ НА ПЭВМ
4.1 Алгоритм программы расчета технико-технологических параметров процесса цементирования на ПЭВМ
Программа гидравлического расчета цементирования скважин создана с
целью определения и контроля оптимальных гидравлических режимов в процессе цементирования, а также последующего анализа проведенных операций,
сокращения затрат времени на составления нормативной и отчетной документации.
Разработанная программа позволяет выполнить ряд расчетов:
- определение объема скважины (с использованием по выбору пользователя данных кавернометрии по интервалам скважины);
- расчет объемов необходимых технологических жидкостей для цементирования скважины;
- расчет количества необходимых тампонажных материалов и химреагентов, для приготовления и обработки буферных жидкостей, тампонажных растворов;
- гидравлический расчет цементирования скважины при заданных параметрах и переменной производительности, а также при нескольких заданных
вариантах производительности (с учетом реологических характеристик применяемых тампонажных растворов и реальных геометрических размеров по всем
имеющимся интервалам скважины);
- определение коэффициентов качества цементирования по стволу скважины, а также по отдельным интересующим интервалам, заданных пользователем (в соответствии с заданной по выбору пользователя методикой определения
коэффициентов качества).
Кроме вышеописанных основных технологических расчетов, программа
содержит базу данных с информацией о применяемых рецептурах, физикомеханических свойствах тампонажных растворов и применяемой техники, воз123
можность их редактирования пользователем, графическую модель скважины,
моделирует процесс с выделением на экране зон ламинарного и турбулентного
режимов течения.
Помимо электронного отображения на экране монитора и хранения информации в электронном виде по желанию пользователя на бумажный носитель
выводится дополнение к плану работ на крепление скважины, включающего, по
выбору, результаты расчетов.
По выбору пользователя возможен также вывод графического сопровождения расчетов, включающего графики изменения величин ожидаемых давлений на цементировочной головке и в кольцевом пространстве на забое скважины (в интервале с наименьшими давлениями гидроразрыва), диаграмму изменения коэффициентов качества цементирования по стволу скважины и др.
Программа имеет удобный интерфейс, небольшой размер файла отчета
(14,5 kb) с информацией о ходе цементирования – от проектирования процесса
до оценки качества проведенной операции, позволяет использовать разработанную программу в качестве базы данных о проведенных операциях.
Программа выполнена в редакторе Delphi V5.0 и предназначена для работы в качестве самостоятельного приложения в среде Windows 95/98 рисунок 21.
Системные требования:
- процессор 486 DX2 66 (рекомендуется Pentium 133);
- ОЗУ 1 Mb (минимальное расширение 800·600·256);
- ОЗУ 4 Mb (рекомендуется 8 Mb).
4.2 Задание разреза и параметров скважины
Разрез лучше задавать последовательностью списка программы т.е. вначале интервалы обсадной колонны (рисунок 22) , затем – предыдущей обсадной
колонны и в конце – открытого ствола.
124
Рисунок 21 – Главное меню программы
Рисунок 22 – Задание интервалов обсадной колонны, предыдущей обсадной колонны и открытого ствола
125
После задания интервалов нужно обязательно щелкнуть по кнопке “Занести в модель”. Изображение модели скважины справа сразу приобретет соответствующий вид. В конце задания интервалов необходимо равенство максимальных значений глубин обсадной колонны и открытого ствола, иначе модель работать не будет.
По щелчку правой клавиши мыши выскакивает всплывающее меню стандартных диаметров обсадных колонн рисунок 23.
Рисунок 23 – Выбор диаметров обсадных колонн
При вторичном обращению к заданию интервалов следует помнить, что
машина интерпретирует интервалы немного по другому. Так если обсадная колонна двухступенчатая 0-500м и 500-2000м а предыдущая обсадная колонна 01000 м, то машина интерпретирует интервал предыдущей обсадной колонны
как два интервала 0-500м и 500-1000м т.е. разобьет его по секциям внутренней
колонны.
Ввод по коэффициенту кавернозности или уширения аналогичен вводу
одного интервала по ГИС и в дальнейшем так и интерпретируется (рисунок 23).
126
Причем коэффициент кавернозности – это отношение диаметра скважины к
диаметру долота:
Кк =
Dскв
Dд
а коэффициент уширения – это отношение их квадратов:
Ку =
2
Dскв
Dд2
Параметры скважины
Шаг расчетов относится к гидравлическому расчету. Таблица расчетов,
шаг вывода графиков и скорость расчетов зависят от этого параметра. Не рекомендуется задавать его менее 0.05, так как модель будет работать очень медленно и таблица потребует очень много оперативной памяти.
После задания интервалов может сбиться настройка расстояния до
“стоп-кольца” поэтому ее нужно обязательно проверить.
При указании наличия слабого пласта, значение давления гидроразрыва
и коэффициент запаса автоматически переходят к нему.(при отсутствии слабого
пласта это значения на забой).
Данные по скважине
Эти данные непосредственно к расчету не относятся и нужны для вывода на бланки печати.
4.3 Задание жидкостей используемых при цементировании
Ввод данных
При вводе данных основное внимание следует уделить реологическим
свойствам жидкостей, т.к. от них зависит гидравлический расчет. В физикомеханических свойствах следует правильно обосновать вототвердое отношение
и выход цементов. Все остальные параметры нужны только для базы жидкостей. Пользователь может сам редактировать базу: вносить в нее свои жидкости, удалять их и загружать (рисунок 24).
127
Рисунок 24 – Ввод данных по различным жидкостям
Добавки к жидкостям также содержат свою базу, редактируемую пользователем (рисунок 25). Но при загрузке добавок из базы нужно ввести их содержание. База цементных растворов состоит из портландцемента ПЦТ1-50 и тех.
воды. База остальных жидкостей – тех. вода. По желанию пользователя их
можно изменить.
Буферную жидкость можно использовать как третий цементный раствор.
Для этого нужно выбрать ей соответствующую реологическую модель и указать
интервал цементирования.
Для первого цементного раствора можно указать либо интервал цементирования либо объем. Если интервал цементирования не с “0” то объем на выкид
обнуляется.
Режим закачивания задает переменный режим закачивания для выбранной жидкости и возможен гидравлический расчет для этого режима.
128
Объемы 2-го цементного раствора и продавочной жидкости считаются автоматически и зависят от объемов предыдущих жидкостей и расстояния до
“стоп-кольца”.
Все объемы в скважине считаются автоматически и показываются на панели снизу.
в трубах – в обсадной колонне; в кп – в кольцевом пространстве; в
пред.кол.- в предыдущей обсадной колонне; в откр.ств.- в открытом стволе.
Таблица результатов (рисунок 26)
Здесь обобщаются данные по жидкостям. Выводятся все их свойства, добавки, объемы, и количество материалов с учетом коэффициентов запаса.
Рисунок 25 – Выбор добавок и параметров раствора
129
Рисунок 26 – Таблица результатов
4.4 Гидравлический расчет
Перед расчетом можно включить графики для изображения графиков
процесса. (Графики – показать) При накоплении на них информации можно их
очистить (Графики – очистить) (рисунок 27).
1 Запустить модель
Параллельный расчет, отображение на графике и показ модели цементирования. На модели цементирования отображаются зоны ламинарного (прямая
штриховка) и турбулентного (кольца) течения жидкостей. Процесс можно останавливать, возвращать назад и прокручивать вперед на панели упраления моделью (внизу формы). Процесс протекает при постоянном расходе отображаемым
возле списка расходов. Во время процесса можно менять расход и свойства
жидкостей.
130
Рисунок 27 – Графики гидравлического расчета процесса цементирования
2 Быстрый расчет
Быстрый расчет без запуска модели для текущего постоянного расхода.
Progress bar снизу показывает протекание расчета. Если шаг расчетов неочень
маленький то процесс проходит за несколько десятых долей секунды.
3 Оптимальный режим
С учетом давления гидроразрыва подбираются наиболее большие расходы. Изменение расхода можно посмотреть в таблице расчетов в этом же меню
(рисунок 28).
4 Для всех расходов
Происходит быстрый расчет для всех расходов списка и на графиках
отображается ряд кривых. Также в таблице рачетов заполняются колонки на все
введенные расходы.
131
Рисунок 28 – Таблица результатов гидравлического расчета процесса цементирования
При расчете давлений, ожидаемых при цементировании скважины, гидродинамическое сопротивление учитываются на каждом участке отличающемся
по геометрическим размерам, ввиду находящейся в нем технологической жидкости, ее реологическим параметрам и режиму течения внутри цементируемой
колонны и в заколонном пространстве. Определение давления производится на
период прокачивания в скважину заданного объема раствора. При этом шаг
расчетов определяется пользователем. Возможен вариант расчета с шагом до
10л (в зависимости от возможности операционной системы ПЭВМ). По выбору
пользователя возможно определение давлений ожидаемых при цементировании
скважины: на цементировочной головке, в заколонном пространстве на забое
скважины или в интервале пласта с наименьшим давлением гидроразрыва (или
давления поглощения) исследуемого пласта. Реологическая модель применяемых при расчете жидкостей (вязкая, вязко-пластичная, степенная) определяется
132
пользователем. Можно учитывать и местные гидравлические сопротивления,
возникающие в отдельных узлах и секциях оснастки обсадной колонны, устьевой обвязки (обратный клапан, устройство ступенчатого цементирования и др.).
Управление графиками (рисунок 29)
В меню графиков можно вывести на экран, убрать с экрана и очистить
графики, а также настроить их (Параметры). В параметрах можно задать цвет
(Заметим, что при расчете списка расходов цвет графика выбираются из списка
цветов. Т.е. первому расходу соответствует 1-ый (лимонный) цвет )
Цвет графика в зависимости от номера расхода:
Расход №:
Цвет
1
лимонный (светло – зеленый)
2
голубой
3
водяной
4
синий
5
фиолетовый
6
коричневый
7
зеленый
8
черный
Тип и параметры
Здесь можно установить границы графиков (особенно важно перед печатью, т.к. на принтер графики выводятся с теми же границами), тип верхнего
графика, установить график изменения расходов, и убрать/показать линию гидростатического давления (красный цвет на графике).
133
Рисунок 29 – Меню управления графиком процесса цементирования
4.5 Показатели качества цементирования (рисунок 30)
Здесь производится расчет средних коэффициентов АКЦ иГГК. Пользователь может задать любые категории качества и присвоить им любые значения
коэффициентов (до 11 категорий и коэффициент от “0” до ‘1”). После ввода интервалов можно посмотреть таблицу результатов и совмещенный график АКЦ и
ГГК.
Продуктивный пласт можно использовать как исследуемый пласт.
Заметим, что интервалы цементных растворов берутся из предыдущих
данных, хотя скважину по глубине можно вводить не как модельную.
134
Рисунок 30 – Показатели качества цементирования
4.6 Отчет по результатам цементирования
Вывод на печать бланков и графиков
Перед выводом на печать нужно проверить правильность информации по
скважине (Данные по скважине) и настроить принтер (Параметры принтера).
Все бланки генерируются автоматически без ввода дополнительных данных и соответствуют производственной форме.
Перед печатью графиков необходимо проверить границы графиков, иначе
не все линии выведутся на печать. И печать графиков желательно производить
на цветном принтере.
Печать “высот жидкостей” и “расходов и давлений” может занять очень
много листов и нужно в основном для исследовательской работы. Вся эта информация есть в “Расчеты” -> ”таблица расчетов”. Перед печатью выходит сообщение о количестве листов с возможностью отказаться от печати.
135
Образцы таблиц представляемых при проведении работ приведены ниже
(таблицы 55-62).
Таблица 55– Дополнение к плану работ на цементирование обсадной колонны
Скважина
Наименование Глубина Диаметр,
колонны
мм
Месторождение номер
глубина,
м
Заполярное
1342
1350,0
эксплуат.
1350,00
219,00
Таблица 56 – Сведения о конструкции скважины
Цементируемая колонна
Глубина установки «стоп-кольца» /ЦКОД, м 1340.00
№ секции
1
Интервал, м
от
0.0
до
1350.0
Длина секции,
М
1350.0
Толщина
стенки, мм
10.0
Длина секции,
м
500.0
Толщина
стенки, мм
10.0
Длина секции,
М
850.0
Толщина
стенки, мм
237.510.0
Предыдушая колонна: Кондуктор
Номинальный диаметр, мм 324.00
Глубина спуска, м 500.00
№ секции
1
Интервал, м
от
0.0
до
500.0
Необсаженный ствол скважины
Забой скважины, м 1350.00
(При коэффициенте кавернозности К=1.1000)
№ секции
Интервал, м
от
до
1
500.0
1350.0
Примечание: Без замечаний
136
Таблица 57 – Результаты расчета необходимых тампонажных материалов
для цементирования обсадной колонны
Месторождение
Заполярное
Скважина
номер глубина,
м
1342
1350,0
Наименование
колонны
Глубина
Диаметр,
мм
эксплуат.
1350,00
219,00
Сведения о применяемых тампонажных материалах
Мощность
Интервал
интервала,
цементирования
м
0
900.0
900
900.0 1350.0
450
Тип ЦР
обл.
безд.
Плотность, Вязкость,
кг/м3
Па∙с
1500.0
1850.0
0.0070
0.01190
ДНС,
Па
19.0000
30.0000
Сведения о применяемых технологических жидкостях
Наименование
Промывочная жидкость
Буферная жидкость
Продавочная жидкость
Плотность, кг/м3
1300.0
1000.0
1000.0
Вязкость, Па∙с
0.0300
0.0100
0.0150
ДНС, Па
-
Необходимый объем тампонажных растворов и технологических
жидкостей
Тип жидкости
Вид расхода объема
V, м3
Буферная жидкость
5.0
Цементный раствор № 1
требуется интервал
29.7
на выкид
6.0
ИТОГО:
35.7
Цементный раствор № 2
требуется на интервал
13.8
на цементный стакан
0.3
ИТОГО:
14.1
Продавочная жидкость
41.7
на устьевую обвязку
1.0
ИТОГО:
42.7
с учетом Ксж-1.10
46.9
Примечание: Без замечаний
Таблица 58 – Результаты расчета изменения давлений в процессе
цементирования обсадной колонны
МесторождеСкважина
Наименование Глубина Диаметр,
ние
колонны
мм
номер
глубина, м
Заполярное
1342
1350,0
эксплуат.
1350,00
219,00
137
Давление на цементировочной головке
Закачи- Vж,
ваемая
м3
жидкость
Буферная 5.0
ЦР 1
17.9
35.7
ЦР 2
7.1
14.1
Прода10.4
вочная
20.8
31.3
41.7
ΣV,
м3
5.0
22.9
40.7
47.8
54.9
65.3
75.7
86.1
96.6
Давление, МПа при производительности, л/с
1.000 5.000 10.00 15.00 20.00
-
Р на ЦГ, МПа
-
-
-
Давление в кольцевом пространстве на забой
Закачиваемая
жидкость
Vж, м3
Буферная
ЦР 1
5.0
17.9
35.7
7.1
14.1
10.4
20.8
31.3
41.7
ЦР 2
Продавочная
ΣV,
м3
Давление, Мпа при производительности, л/с
1.000 5.000 10.00 15.00 20.00
-
5.0
22.9
40.7
47.8
54.9
65.3
75.7
86.1
96.6
-
Р на забой,
МПа
Примечание: Без замечаний
-
Таблица 59 – Результаты расчетов распределения жидкостей в скважине
V,
м3
1
0.00
0.30
0.60
0.90
1.20
Нпром.ж Нбуф.ж Ноцр
Нцр
Нпрод.ж Нпром.ж Нбуф.ж
Ноцр
(тр), м
(тр), м
(тр), м
(тр), м
(тр), м
(кп), м
(кп), м
(кп), м
2
1350.0
1340.4
1330.7
1321.1
1311.4
3
0.0
9.6
19.3
28.9
38.6
4
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
5
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
6
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
7
1350.0
1350.0
1350.0
1350.0
1350.0
8
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
9
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
138
Нцр
(кп),
м
10
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
Нпром.ж
(кп), м
11
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
-
Таблица 60 – Результаты расчета давлений
V, м3
Ргст(тр),
МПа
Ргдм(тр),
МПа
Ргст(тр),
МПа
Ргдм(тр),
МПа
Р на ЦГ
МПа
Р на забой
МПа
Q1, м3/с
0.00
0.30
0.60
0.90
1.20
17.217
17.188
17.160
17.131
17.103
0.001
0.001
0.001
0.001
0.001
17.217
17.217
17.217
17.217
17.217
2.00
2.00
2.00
2.00
2.00
2.00
2.03
2.06
2.09
2.12
19.22
19.22
19.22
19.22
19.22
0.001
0.001
0.001
0.001
0.001
Таблица 61 – Изменение давлений в процессе цементирования
Месторождение
Скважина
Наименование Глубина, Диметр,
колонны
м
мм
номер глубина, м
Заполярное
1342
1350
Эксплуат.
1350.0
219.00
Таблица 62 – Заключение о качестве цементирования обсадной колонны
Месторождение
Заполярное
Скважина
номер
глубина,
м
1342
1350
Наименование Глубина, Диметр,
колонны
м
мм
Эксплуат.
1350.0
219.00
Количественная оценка степени контракта по категориям АКЦ
Показатели
по стволу
интервал ЦР1
интервал ЦР2
прод. пласт
АКЦ
м
%
м
%
М
%
м
%
Нет данных
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
Отсутствует 300.0 22.2 300.0
33.3
0.0
0.0
0.0
0.0
Плохой
300.0 22.2 300.0
33.3
0.0
0.0
0.0
0.0
Частичный
450.0 33.3 300.0
33.3
150.0
33.3
50.0 100.0
Жесткий
300.0 22.2
0.0
0.0
300.0
66.7
0.0
0.0
ИТОГО:
1350.0 100 900.0
100
450.0
100
50.0
100
Количественная оценка заполнения по категориям ГГК
Показатели
по стволу
интервал ЦР1
интервал ЦР2
прод. пласт
АКЦ
м
%
м
%
М
%
м
%
Нет данных
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
Отсутствует 300.0 22.2 300.0
33.3
0.0
0.0
0.0
0.0
Плохой
300.0 22.2 300.0
33.3
0.0
0.0
0.0
0.0
Частичный
450.0 33.3 300.0
33.3
150.0
33.3
50.0 100.0
Жесткий
300.0 22.2
0.0
0.0
300.0
66.7
0.0
0.0
ИТОГО:
1350.0 100 900.0
100
450.0
100
50.0
100
Коэффициенты качества
по стволу
интервал ЦР1
интервал ЦР2
прод. пласт
АКЦ
0.52
0.33
0.89
0.66
ГГК
0.70
0.66
0.77
1.00
139
5 ТРЕБОВАНИЯ К ОФОРМЛЕНИЮ КУРСОВОГО ПРОЕКТА
Курсовой проект должен выполнятся согласно данному учебному пособию и содержать все разделы согласно заданию. Оформление проекта производится на листах белой бумаги форматом А4 (297 × 210 мм) в соответствии с
требованиями ГОСТ 2.301, рукописным или печатным способом. Допускается
размещать текст по обе стороны листа. Лист должен иметь рамку и основную
надпись (приложение 1). Расстояние от рамки до границ текста рекомендуется
оставлять в начале строк – не менее 5 мм, в конце строк не менее 3 мм. Расстояние от верхней или нижней строки текста до рамки должно быть не менее 10
мм. Название разделов должно быть оформлено в виде заголовка – прописными
(заглавными) буквами, подразделы строчными буквами (кроме первой буквы прописной) жирным шрифтом.
Текст должен быть сжатым и понятным, в нем не должно быть большого
числа общих положений, повторяющихся громоздких расчетов (в этом случае
приводится пример расчета, остальные данные сводятся в таблицу), подробного
переписывания технических данных стандартного оборудования. Основное место должны занимать собственные решения, расчеты, анализы и выводы.
Все сокращения в тексте русских слов и словосочетаний допускается делать в соответствии с ГОСТ 7.12-77. Все расчеты в проекте должны выполняться только в соответствии с Международной системой (СИ). Формулы, таблицы
и рисунки должны иметь нумерацию (одна или две цифры соответствуют номеру раздела, следующие цифры – номеру формулы, рисунка, таблицы). Схемы,
рисунки и т.д. должны быть выполнены аккуратно тушью или пастой, иметь
подрисуночную подпись. В конце проекта приводится список используемой литературы. На титульной листе руководитель указывает ритмичность работы
студентов над проектом. Выполненный проект проверяется руководителем курсового проектирования, который дает разрешение на допуск работы к защите.
Работа, выполненная небрежно, с ошибками, с отступлением от исходных данных и требований настоящих указаний, возвращается на исправление.
140
СПИСОК РЕКОМЕНДУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1. ПБ 08-624-03. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности: Утв. Постановлением Госгортехнадзора России от 05.06.2003.
№56:М.2003.-256 с.
2. Соловьев Е.М. Сборник задач по заканчиванию скважин. -М.:
Недра,1989,-251 с.: ил.
3. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин. М., Недра,
1981.
4. Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин. – М. изд.
ВНИИКрнефть, 1975.
5. Справочник инженера по бурению, т. 1 и 2. – М.: Недра, 1973 (под ред.
В.И.Мищевича).
6. Иогансен К.В. Спутник буровика .-М.: Недра,1990,-380с.: ил.
7. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых
скважин. -М.: 1997. –195 с..
8. Трубы нефтяного сортамента. Справочник / Под редакцией А.Е. Сарояна.- М.: Недра, 1987
9. ГОСТ 20692-2003. Долота шарошечные. Типы и основные размеры.
Технические требования. - М.: Изд-во стандартов, 2003.- 6 с.
10. ГОСТ 632-80. Трубы обсадные и муфты к ним. Технические условия. –
М.: Изд-во стандартов, 1989. – 69 с.
11. Гульянц Г.М. Справочное пособие по противовыбросовому оборудованию скважин. –М.: Недра 1983 –384 с.
12. Инструкция по применению центраторов для обсадных колонн. – изд.
ВНИИБТ, 1972.
13. Инструкция по расчету бурильных колонн. М.: 1997. -156 с.
14. Инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичность. М.:
1999,36с.
15. Инструкция по одновременному производству буровых работ, освоению и эксплуатации нефтяных скважин в кусте. – М.: 1996
141
16. ГОСТ 1581-96. Портландцементы тампонажные. Технические условия.
–М.:Изд-во стандартов, 1998. -13 с.
17. ГОСТ 26798.2-96. Цементы тампонажные типов I-G и I-H. Методы испытаний. –М.: Изд-во стандартов, 1998. –13 с.
18. Иванов С.И. Анализ научных и практических решений заканчивания
скважин / С.И. Иванов, А.И. Блатов, В.А. Любимов, Р.С. Яремичук. –М.: ООО
«Недра – Бизнесцентр», 2004. –Книга 1. – 334 с.
142
ПРИЛОЖЕНИЯ
143
Приложение 1
ОБРАЗЦЫ ОФОРМЛЕНИЯ РАБОТЫ
1.1 Оформление титульного листа
_____5 мм_________
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ
ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
(ТюмГНГУ)
ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА
1
2
20 мм
КУРСОВОЙ
Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин
ПРОЕКТ
5 мм
на тему:
Проект заканчивания
эксплуатационной скважины глубиной 2450 м
на Верхне-Колик-Еганском месторождении
3
по дисциплине: Заканчивание скважин
4
5
98.ЗС.КП.118.05.ПЗ
Руководитель:
д-р техн. наук, профессор
_______В.П.Овчинников
Исполнитель:
cтудент гр. НБ-00-1
_________А.А.Иванов
(подпись)
(подпись)
“____”________2005
“____”________2005
(дата)
(дата)
_______________
(оценка)
5 мм
2005
144
В графах основной надписи (номера граф приложение 1 в скобках) указывают:
В графе 1 – полное название учебного учреждения по месту выполнения
работы.
В графе 2 – название кафедры по месту выполнения работы.
В графе 3 - наименование раздела дипломного проекта или темы курсового проекта (работы).
В графе 4 - название дисциплины по которой выполняется работа.
В графе 5 – обозначение дипломного или курсового проекта (работы):
98.ЗС.КП.118.05.ПЗ
98 – шифр кафедры бурения нефтяных и газовых скважин, закрепленный
за кафедрой в ТюмГНГУ;
ЗС – индекс дисциплины (по начальным буквам);
КП (курсовой проект; КР- (работа);
118 - три последние цифры зачетной книжки студента;
05 - год выполнения КП (КР), (указываются две последние цифры);
ПЗ - шифр записки по ГОСТ 2.102.
Нумерацию страниц КП (КР) начинают с титульного листа. На титульном
листе номер страницы «1» не проставляется.
В графе 5 – фамилии лиц подписывающих документ, подписи лиц, дата
подписания документа и оценка.
В графе 6 – год выполнения работы.
145
1.2 Образец задания на курсовое проектирование
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ
ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗЛВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
(ТюмГНГУ)
ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА
Кафедра “Бурения нефтяных и газовых скважин”
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
По дисциплине “Заканчивание скважин”
Задание № _____________
Группа НБ-______________
Студент_________________________________________________________________________
Дата выдачи _______________________Срок предоставления___________________________
Тема____________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
____________________________________на__________________________________________
СОСТАВ ПОЯСНИТЕЛЬНОЙ ЗАПИСКИ:
Титульный лист
Задание
Содержание
Введение
1. Исходные данные для составления проекта (указаны в учебном пособии к выполнению курсового и раздела дипломного проектов по дисциплине “Заканчивание скважин”
для студентов специальности 130504 “Бурение нефтяных и газовых скважин” очной и заочной форм обучения
2. Обоснование и проектирование конструкции скважин.
3. Выбор материалов для цементирования скважин.
4. Расчет обсадных колонн на прочность.
5. Обоснование технологической оснастки.
6. Обоснование способа и скорости спуска обсадной колонны.
7. Подготовка ствола скважины и обсадных труб к спуску.
8. Обоснование способа цементирования. Расчет технико-технологических параметров процесса цементирования.
8.1 Обоснование потребного объема материалов для приготовления тампонажного
раствора.
9. Обоснование числа смесительных машин и цементировочных агрегатов при заканчивании и продавливании тампонажных растворов.
9.1 Определение времени цементирования.
10. Разработка технологической системы обвязки цементировочной техники.
11. Обоснование способа контроля качества цементирования.
12. Обоснование способа вскрытия продуктивных горизонтов.
13. Выбор способа освоения скважины. Расчет технологических параметров.
14. Вопросы охраны труда, окружающей среды и техники безопасности.
Список использованных источников.
ПРИЛОЖЕНИЯ: Графический материал _______________________________________
Задание к выполнению принял студент ____________________________________
Руководитель ___________________________________________________________
146
1.3 Рамка для первого раздела
Изм Лист
Разраб
Пров.
Н. контр.
Утв
№ докум.
Подп.
98.ЗС.КП.118.05.ПЗ
Дата
Лит Лист
.Ф.И.О
Ф.И.О.
Ф.И.О.
Листов
ТюмГНГУ,
НБ-00-1
147
1.4 Рамка для последующих страниц
5 мм
20 мм
5
5 мм
98.ЗС.КП.118.05.ПЗ
10
5 мм
148
Ли
ст
Приложение 2
ПРОЧНОСТНЫЕ И ВЕСОВЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТРУБ
ОТЕЧЕСТВЕННОГО ПРОИЗВОДСТВА
2.1 Критические давления для обсадных труб по ГОСТ 632-80, МПа
Условный
диаметр
трубы, мм
1
114
127
140
146
168
178
194
Толщина
стенки,
мм
2
5,2
5,7
6,4
7,4
8,6
10,2
5,6
6,4
7,5
9,2
10,7
6,2
7,0
7,7
9,2
10,5
6,5
7,0
7,7
8,5
9,5
10,7
7,3
8,0
8,9
10,6
12,1
5,9
6,9
8,1
9,2
10,4
11,5
12,7
13,7
15,0
7,6
8,3
9,5
Группа прочности
Д
3
20,3
24,2
29,5
36,9
45,3
19,0
24,6
32,2
43,0
52,3
19,3
24,4
28,8
37,7
45,2
19,4
22,4
26,7
31,4
37,1
43,7
18,3
22,1
26,9
35,4
42,6
9,8
14,4
20,3
25,9
31,7
36,9
42,3
14,7
17,9
23,4
Е
Л
Трубы исполнения А
4
5
38,6
42,7
50,3
57,1
63,4
73,4
93,7
31,1
33,6
42,7
47,7
60,0
69,2
74,1
86,7
30,7
33,2
37,4
41,3
51,7
58,8
63,3
73,3
27,7
29,8
34,2
37,4
41,6
43,6
50,7
57,5
61,0
70,4
21,9
27,3
34,4
37,6
47,9
54,2
59,3
68,3
24,6
26,3
32,8
35,8
42,1
46,9
50,2
57,0
58,7
67,6
65,6
76,2
86,9
21,3
22,4
29,2
31,6
149
М
Р
Т
6
45,9
62,7
82,4
106,9
35,5
50,7
77,4
98,3
35,0
44,2
64,9
82,4
31,3
39,7
50,0
63,2
78,8
40,0
59,3
76,3
37,9
50,6
62,6
75,4
85,8
98,5
23,2
33,1
7
70,1
95,5
127,4
56,6
88,8
116,4
47,6
72,8
95,3
54,5
70,8
90,7
42,8
65,9
87,4
40,4
55,2
69,6
86,4
99,8
116,6
24,2
35,1
8
102,1
138,6
58,6
94,4
126,0
49,1
76,5
101,9
56,5
74,2
96,6
44,0
68,7
92,9
41,5
57,3
73,2
91,7
107,0
126,3
24,6
35,9
Продолжение приложения 2.1
1
194
219
245
273
299
324
340
351
377
2
10,9
12,7
15,1
6,7
7,7
8,9
10,2
11,4
12,7
14,2
7,9
8,9
10,0
11,1
12,0
13,8
15,9
7,1
8,9
10,2
11,4
12,6
13,8
15,1
16,5
8,5
9,5
11,1
12,4
14,8
8,5
9,5
11,0
12,4
14,0
8,4
9,7
10,9
12,2
13,1
14,0
15,4
9,0
10,0
11,0
12,0
9,0
10,0
11,0
12,0
3
29,8
37,5
7,9
11,4
16,0
21,2
26,1
31,2
9,2
12,4
16,2
20,2
23,4
29,9
5,1
9,4
13,1
17,0
20,9
24,8
6,6
8,8
13,0
16,8
5,3
7,2
10,4
13,9
18,2
4,5
6,7
9,0
12,0
14,1
16,5
20,1
4,9
6,6
8,4
10,6
4,0
5,4
7,1
8,8
4
39,0
51,4
18,5
26,0
33,2
41,3
50,4
13,9
18,9
24,4
29,3
39,2
10,3
14,9
19,9
25,4
31,3
37,6
14,7
19,6
30,0
7,6
11,6
15,9
21,7
7,2
9,9
13,4
16,3
19,2
24,3
7,1
9,2
11,8
5,8
7,5
9,7
5
43,1
58,3
77,4
19,5
27,7
36,3
46,0
57,2
14,5
19,8
26,1
31,6
43,4
57,5
10,6
15,5
21,0
27,2
33,8
41,6
50,0
15,4
20,7
32,4
7,8
12,0
16,6
22,9
7,3
10,2
13,9
17,0
20,3
26,0
7,3
9,5
12,2
7,7
9,9
150
6
46,4
64,3
87,4
20,1
29,0
38,4
49,6
62,8
14,8
20,5
27,2
33,2
46,7
63,2
10,9
16,0
21,7
28,3
35,8
44,5
54,3
15,8
21,4
34,1
12,3
17,1
23,8
14,3
17,4
21,0
9,7
12,4
-
7
50,2
72,1
101,9
30,5
41,0
54,0
70,3
21,3
28,4
35,1
50,6
70,8
16,5
22,5
29,7
37,9
48,0
59,7
22,3
36,1
17,6
24,8
18,0
21,8
-
8
51,8
75,7
109,4
42,1
55,9
73,6
28,9
36,0
52,3
74,2
30,3
38,9
49,5
62,1
22,5
37,0
17,8
25,2
18,2
22,1
-
Продолжение приложения 2.1
1
406
426
473
508
Условный
диаметр
трубы, мм
1
114
127
140
146
168
178
194
2
9,5
11,1
12,6
16,7
10,0
11,0
12,0
11,1
11,1
12,7
16.1
Толщина
стенки,
мм
2
6,4
7,4
8,6
6,4
7,5
9,2
6,2
7,0
7,7
9,2
10,5
6,5
7,0
7,7
8,5
9,5
10,7
7,3
8,0
8,9
10,6
12,1
6,9
8,1
9,2
10,4
11,5
12,7
7,6
8,3
9,5
10,9
3
3,8
5,9
8,2
16,4
3,9
5,0
6,4
3,7
3,1
4,6
8,7
4
5
6
6,3
9,0
19,1
5,4
6,9
Трубы исполнения Б
Овальность 0,01
Группа прочности
7
-
8
-
Д
К
Е
Л
М
Р
Т
3
26,7
33,6
41,8
22,1
29,1
39,6
17,3
21,9
25,9
34,5
41,8
17,4
20,1
24,0
28,4
33,8
40,2
16,4
19,7
24,1
32,3
39,2
12,8
18,1
23,2
28,6
33,6
38,8
13,2
16,0
21,0
26,9
4
32,6
42,3
53,4
26,4
36,0
50,5
20,0
26,1
31,7
43,4
53,3
20,1
23,7
28,9
35,0
42,5
51,3
18,9
23,2
29,1
40,3
49,9
14,5
21,2
27,9
35,4
42,2
49,4
14,9
18,4
24,9
32,9
5
35,2
46,2
59,0
28,1
39,0
55,7
21,1
27,8
34,1
47,5
58,9
21,2
25,2
31,1
37,9
46,6
56,7
19,9
24,7
31,3
44,0
55,0
15,1
22,4
29,9
38,3
46,1
54,4
15,5
19,3
26,6
35,5
6
52,3
68,0
43,5
63,9
37,5
53,9
67,9
27,2
34,0
42,2
52,6
65,1
21,2
26,6
34,2
49,5
63,0
24,0
32,5
42,6
52,2
62,4
20,5
28,7
39,3
7
76,2
71,2
40,3
59,3
76,0
45,6
57,8
72,6
36,6
54,2
70,2
34,6
46,2
57,3
69,4
30,4
42,3
8
87,8
81,5
43,6
66,6
87,6
50,0
64,7
83,2
39,3
60,2
80,2
37,2
50,6
63,9
79,2
32,3
46,0
9
93,7
86,6
45,1
70,0
93,5
51,9
67,9
88,6
40,5
63,0
85,2
38,2
52,5
67,1
84,0
33,1
47,6
151
Продолжение приложения 2.1
1
194
219
245
273
299
324
340
351
377
406
426
473
508
2
12,7
7,7
8,9
10,2
11,4
12,7
14,2
7,9
8,9
10,0
11,0
12,0
13,8
7,1
8,9
10,2
11,4
12,6
13,8
8,5
9,5
11,1
12,4
14,8
9,5
11,0
12,4
14,0
9,7
10,9
12,2
13,1
14,0
9,0
10,0
11,0
12,0
9,0
10,0
11,0
12,0
9,5
11,1
12,6
10,0
11,0
12,0
11,1
11,1
3
34,3
10,2
14,2
19,0
23,4
28,2
33,7
8,2
11,1
14,5
18,0
21,1
27,1
4,7
8,4
11,8
15,1
18,6
22,2
6,0
7,9
11,7
15,0
21,5
6,5
9,4
12,4
16,3
6,1
8,1
10,7
12,6
14,7
4,5
6,0
7,6
9,5
3,7
5,0
6,4
7,9
3,5
5,4
7,4
3,5
4,6
5,8
3,5
2,9
4
43,1
11,3
16,2
22,3
28,2
34,8
42,3
9,0
12,4
16,5
21,1
25,0
33,1
5,0
9,2
13,1
17,2
21,9
26,6
6,4
8,6
12,9
17,1
25,5
7,0
10,3
14,0
18,8
6,5
8,8
11,9
14,2
16,8
4,8
6,5
8,3
10,5
3,9
5,3
6,9
8,6
3,7
5,7
8,0
3,7
4,9
6,3
3,7
3,0
5
47,3
11,7
17,0
23,5
30,2
37,6
46,3
9,3
12,7
17,3
22,3
26,6
35,8
5,1
9,5
13,6
18,1
23,0
28,3
6,6
8,9
13,5
17,9
27,2
7,2
10,6
14,5
19,7
6,6
9,1
12,4
14,8
17,5
152
6
53,5
17,8
25,3
33,0
41,9
52,4
13,3
18,2
23,7
28,7
39,6
14,3
19,2
24,7
30,8
9,2
14,1
18,9
29,5
11,1
15,3
21,0
-
7
58,8
18,5
26,6
35,1
45,2
57,4
13,7
18,9
24,9
30,4
42,5
14,8
20,0
26,0
32,7
9,4
14,6
19,7
31,2
11,4
15,8
21,9
-
8
66,0
28,1
37,6
49,4
64,2
19,7
26,3
32,4
46,3
15,3
20,9
27,4
34,9
9,7
15,1
20,6
33,2
11,7
16,4
22,9
-
9
69,3
28,7
38,8
51,4
67,4
20,1
26,9
33,2
47,9
15,6
21,3
28,0
35,9
9,8
15,4
21,0
34,1
11,9
16,7
23,4
-
Окончание приложения 2.1
1
245
245
273
299
324
340
351
377
406
426
473
508
2
3
7,9
8,9
10,0
11,1
12,0
13,8
7,1
8,9
10,2
11,4
12,6
13,8
8,5
9,5
11,1
12,4
14,8
9,5
11,0
12,4
14,0
9,7
10,9
12,2
13,1
14,0
9,0
10,0
11,0
12,0
9,0
10,0
11,0
12,0
9,5
11,1
12,6
10,0
11,0
12,0
11,1
11,1
7,4
9,9
12,8
16,0
18,6
24,0
4,3
7,6
10,5
13,4
16,5
19,6
5,4
7,2
10,4
13,2
19,0
5,9
8,4
11,1
14,4
5,5
7,4
9,6
11,3
13,0
4,1
5,5
7,0
8,5
3,4
4,5
5,8
7,2
3,2
4,9
6,8
3,3
4,2
5,3
3,2
2,7
4
5
Овальность 0,015
8,2
8,6
11,2
11,7
14,8
15,6
18,8
20,0
22,3
23,8
29,5
32,0
4,6
4,8
8,4
8,8
11,9
12,4
15,5
16,4
19,5
20,7
23,6
25,4
6,0
6,1
7,9
8,2
11,8
12,4
15,4
16,2
22,7
24,3
6,5
6,7
9,4
9,8
12,6
13,2
16,9
17,8
6,0
6,2
8,1
8,4
10,8
11,3
12,8
13,5
15,1
15,9
4,5
6,0
7,6
9,5
3,7
4,9
6,4
7,9
3,4
5,3
7,4
3,5
4,6
5,8
3,5
2,8
-
153
6
7
8
9
12,4
16,7
21,7
26,0
35,5
13,1
17,5
22,4
27,8
8,6
13,0
17,4
26,7
10,3
14,1
19,2
-
12,8
17,5
22,8
27,7
38,5
13,8
18,4
23,8
29,8
8,9
13,6
18,2
28,4
10,7
14,7
20,2
-
13,4
24,5
29,9
42,4
14,5
19,6
25,5
32,3
9,3
14,3
19,3
30,8
11,7
15,5
21,5
-
13,7
25,2
31,0
44,2
14,8
20,1
26,3
33,4
9,4
14,6
19,8
31,8
11,4
15,8
22,1
-
2.2 Растягивающие нагрузки, при которых напряжения в теле труб
по ГОСТ 632-80 достигают предела текучести, кН
Условный
диаметр
трубы,мм
1
Толщина
стенки,
мм
2
5,2
5,7
6,4
114
7,4
8,6
10,2
5,6
6,4
127
7,5
9,2
10,7
6,2
7,0
140
7,7
9,2
10,5
6,5
7,0
7,7
146
8,5
9,5
10,7
7,3
168
8,0
Группа прочности
Д
К
Е
Л
М
Р
Т
3
666
744
824
(804)
940
(920)
1078
(1058)
804
920
(902)
1058
(1038)
1294
(1274)
1490
980
(960)
1098
(1078)
1216
(1196)
1430
(1412)
1608
(1588)
1078
(1058)
1156
(1136)
1274
(1254)
1392
(1372)
1548
(1510)
1726
(1686)
1392
(1372)
1510
(1490)
4
-
5
1196
6
1412
7
1646
8
-
9
-
1372
1628
1882
2314
-
1568
1862
2156
2646
2942
1332
2176
1588
2530
1842
3098
-
3452
-
1548
1842
2138
2608
2902
1882
2236
2568
3156
3510
2156
1430
2548
-
2960
-
3628
-
4040
-
1608
1902
2216
-
-
1764
2078
2412
2960
3294
2078
2470
2862
3510
3902
2352
2784
3236
3962
4412
1568
-
-
-
-
1686
2000
2314
-
-
1842
2196
2530
-
-
2020
2412
2784
3412
3804
2234
2666
3078
3784
4216
2510
2980
3452
4236
4706
2040
2412
-
-
-
2216
2628
-
-
-
(1058)
(1216)
(1392)
(1176)
(1372)
(1666)
(1274)
(1430)
(1568)
(1842)
(2078)
(1392)
(1490)
(1646)
(1804)
(2000)
(2234)
(1804)
(1962)
154
Продолжение приложения 2.2
1
168
2
8,9
10,6
12,1
5,9
6,9
8,1
9,2
178
10,4
11,5
12,7
13,7
15,0
7,6
8,3
9,5
194
10,9
12,7
15,1
6,7
7,7
8,9
10,2
219
11,4
12,7
14,2
7,9
245
8,9
10,0
3
1686
(1666)
1980
(1960)
2254
(2216)
1216
1412
(1372)
1626
(1608)
1842
(1824)
2078
(2038)
2274
(2234)
2490
(2450)
1686
(1646)
1824
(1804)
2078
(2038)
2372
(2334)
2744
(2686)
1686
1940
(1902)
2234
(2196)
2530
(2490)
2824
(2764)
3118
(3058)
3470
(3392)
2216
(2176)
2490
(2450)
2784
4
5
2450
6
2922
7
3372
8
4138
9
4608
(2176
(2568)
2882
3432
3980
4884
5432
(2902)
3274
3800
4490
5510
6138
-
2038
-
-
-
-
2372
2824
-
-
-
2686
3196
3686
4530
5040
3020
3568
4138
5080
5648
3314
3922
4550
5588
6216
3628
4314
4980
6118
6806
3882
2450
4628
4980
-
5354
5766
-
6570
7100
-
7296
7884
-
2666
3156
3666
4490
5000
3020
3588
4158
5118
5688
3452
4098
4746
5824
6472
3980
4726
5472
6706
7472
2824
5550
-
6412
-
7884
-
8766
-
2882
3236
4452
-
-
3686
4372
5060
6216
6922
4098
4864
5628
6922
7688
4530
5392
6236
7648
8512
5040
5982
6922
8492
9452
3236
-
-
-
-
3628
4314
4980
-
-
4060
4824
5570
6844
7610
(1804)
(2118)
(2392)
(2686)
(2942)
(3216)
(2176)
(2372)
(2686)
(3058)
(3530)
(2510)
(2196)
(3274)
(3648)
(4040)
(4470)
(2882)
(3236)
155
Продолжение приложения 2.2
1
245
2
11,1
12,0
13,8
15,9
7,1
8,9
10,2
273
11,4
12,6
13,8
15,1
16,5
8,5
9,5
299
11,1
12,4
14,8
8,5
9,5
11,0
324
12,4
14,0
8,4
9,7
10,9
340
12,2
13,1
3
(2744)
3078
(3020)
3314
(3254)
3784
(3726)
2254
(2216)
2804
(2744)
3196
(3138)
3550
(3490)
3902
(3844)
4256
(4176)
2942
(2882)
3274
(3216)
3804
(3726)
4216
(4158)
5000
(4902)
3196
3550
(3490)
4098
(4020)
4608
(4510)
5178
(5080)
3314
3804
(3746)
4274
(4196)
4766
(4668)
5098
(5000)
4
(3608)
5
6
7
8
9
4470
5334
6158
7579
8414
4824
5746
6628
8158
9060
5510
6550
7570
9296
10336
3274
7472
-
8648
-
10610
-
11806
-
4060
4844
5584
-
-
4648
5510
6374
7924
8708
5158
6138
7100
8708
9688
5688
6746
7806
9590
10670
6198
7354
8512
10454
11630
6746
4256
8002
8708
-
9276
10080
-
11376
12376
-
12650
13748
-
4746
5648
6530
8022
8924
5510
6550
7590
9316
10356
6138
7296
8434
10356
11532
7256
8630
9982
12258
13630
5158
-
-
-
-
5962
7080
8198
10060
11178
6688
7942
9198
11278
12552
7512
8924
10316
12670
14102
5530
6590
-
-
-
6198
7374
-
-
-
6904
8218
9512
-
-
7394
8806
10178
12494
13906
(3980)
(4294)
(4902)
(2902)
(3608)
(4118)
(4588)
(5060)
(5510)
(3784)
(4216)
(4926)
(5452)
6472)
(4588)
(5294)
(5942)
(6668)
(4922)
(5510)
(6158)
(6590)
156
Окончание приложения 2.2
1
2
14,0
340
15,4
9,0
10,0
351
11,0
12,0
9,0
10,0
377
11,0
12,0
9,5
11,1
406
12,6
16,7
10,0
426
11,1
12,0
473
11,1
11,1
508
12,7
16,1
3
5432
(5334)
3666
(3608)
4060
(3980)
4452
(4372)
4844
(4766)
3962
(3862)
4372
(4294)
4804
(4706)
5216
(5118)
4490
(4412)
5236
(5138)
5902
(5804)
7746
4962
(4864)
5432
(5334)
5922
(5804)
6098
(6000)
6570
(6452)
7492
9434
4
(7020)
-
5
7884
6
9374
7
10846
8
13316
9
14808
-
10276
-
11886
-
14592
-
16220
-
5902
7020
-
-
-
6472
7688
8904
-
-
7040
8374
9688
-
-
-
-
-
-
-
6354
-
-
-
-
6962
8276
-
-
-
7570
9002
-
-
-
-
-
-
-
-
7590
-
-
-
-
8590
-
-
-
-
11258
-
-
-
-
-
7904
-
-
-
-
8590
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
(4746)
(5256)
(5746)
(6256)
(5098)
(5648)
(6198)
(6746)
(5804)
(6746)
(7628)
(6394)
(7020)
(7648)
(7884)
(8492)
Примечание. Значения прочностных показателей, взятые в скобки, относятся
только к трубам исполнения Б, значения прочностных показателей без скобок относятся
к трубам исполнения А и Б.
157
2.3 Теоретический вес 1 м колонны, составленной из отечественных труб
по ГОСТ 632 – 80, кН
Наруж
ный
диаметр
трубы,
мм
Толщи
на стенки, мм
1
2
5,2
5,7
6,4
114
7,4
8,6
10,2
5,6
6,4
127
7,5
9,2
10,7
6,2
7,0
140
7,7
9,2
10,5
146
6,5
7,0
7,7
8,5
9,5
10,7
Тип соединения
С треугольной
резьбой
корот
удликой
ненной
3
0,141
(0,142)
0,153
(0,154)
0,169
(0,170)
0,194
(0,195)
0,222
(0,223)
0,169
(0,170)
0,192
(0,193)
0,221
(0,222)
0,267
(0,268)
0,205
(0,207)
0,229
(0,231)
0,251
(0,253)
0,294
(0,296)
0,334
(0,336)
0,226
0,243
0,265
0,290
0,321
0,358
ОТТМ
ОТТГ
специальная
муфта
6
-
нормальная
муфта
7
-
специальная
муфта
8
-
ТБО
4
-
нормальная
муфта
5
-
-
-
-
-
-
-
0,169
(0,170)
0,194
(0,196)
0,222
(0,224)
0,266
(0,268)
-
0,169
(0,170)
0,194
(0,196)
0,222
(0,224)
0,266
(0,268)
-
0,168
-
-
-
0,193
-
-
-
0,221
0,222
-
0,266
-
-
0,223
(0,225)
0,267
(0,269)
-
-
-
0,193
(0,194)
0,222
(0,223)
0,268
(0,269)
0,307
(0,308)
-
0,192
(0,194)
0,221
(0,223)
0,267
(0,269)
0,306
(0,308)
0,205
(0,207)
0,229
(0,231)
0,251
(0,253)
0,294
(0,296)
0,334
(0,336)
0,245
0,267
0,292
0,323
0,360
0,190
-
-
-
0,220
-
-
-
0,265
0,266
0,262
0,305
0,300
0,204
0,268
(0,270)
0,307
(0,309)
-
-
-
0,228
-
-
-
0,250
-
-
-
0,293
0,296
(0,298)
0,336
(0,338)
0,292
0,322
0,360
0,294
0,289
0,334
0,328
0,287
0,319
0,355
0,282
0,214
0,349
0,230
(0,233)
0,252
(0,255)
0,295
(0,298)
0,335
(0,338)
0,245
0,267
0,292
0,323
0,360
158
0,265
0,304
0,333
0,222
0,239
0,261
0,286
0,318
0,354
9
-
Продолжение приложения 2.3
1
168
2
7,3
8,9
10,6
12,1
5,9
13,7
3
0,293
0,353
0,413
0,465
0,252
(0,254)
0,293
(0,295)
0,338
(0,340)
0,382
(0,384)
0,427
(0,429)
0,470
(0,472)
0,513
(0,515)
-
15,0
-
7,6
8,3
9,5
10,9
12,7
15,1
0,355
0,385
0,436
0,494
0,567
-
0,341
(0,342)
0,385
(0,386)
0,430
(0,431)
0,473
(0,474)
0,515
(0,516)
0,555
(0,556)
0,607
(0,608)
0,389
0,440
0,498
0,571
0,667
6,7
7,7
8,9
10,2
11,4
12,7
14,2
7,9
8,9
10,0
11,1
12,0
13,8
15,9
7,1
8,9
10,2
11,4
12,6
13,8
0,360
0,410
0,469
0,528
0,589
0,649
0,716
0,470
0,526
0,586
0,644
0,691
0,789
0,476
0,588
0,666
0,743
0,812
0,888
0,475
0,534
0,595
0,655
0,722
0,533
0,593
0,648
0,698
0,796
0,902
-
6,9
8,1
9,2
178
10,4
11,5
12,7
194
219
245
273
4
0,295
0,320
0,355
0,415
-
5
0,294
0,354
0,414
0,465
-
6
0,289
0,349
0,409
0,461
-
7
0,355
0,415
0,466
-
8
0,350
0,410
0,462
-
9
0,344
0,404
0,455
-
-
0,294
(0,296)
0,339
(0,341)
0,383
(0,385)
0,428
(0,429)
0,471
(0,473)
0,514
(0,516)
0,553
(0,555)
0,605
(0,606)
0,356
0,386
0,437
0,495
0,568
0,664
0,290
-
-
-
0,335
-
-
-
0,379
0,381
0,373
0,426
0,418
0,469
0,461
0,512
0,503
0,551
0,541
0,603
0,593
0,351
0,381
0,432
0,490
0,564
0,660
0,385
(0,388)
0,430
(0,433)
0,473
(0,475)
0,515
(0,518)
0,555
(0,558)
0,607
(0,610)
0,440
0,498
0,571
0,667
0,433
0,491
0,564
0,661
0,424
0,481
0,554
0,649
0,412
0,471
0,530
0,591
0,651
0,718
0,472
0,528
0,588
0,643
0,693
0,791
0,897
0,589
0,667
0,744
0,813
0,889
0,404
0,464
0,522
0,581
0,643
0,711
0,464
0,519
0,579
0,634
0,684
0,782
0,888
0,579
0,658
0,734
0,804
0,879
0,475
0,534
0,595
0,655
0,722
0,532
0,592
0,647
0,697
0,795
0,901
0,594
0,672
0,749
0,818
0,894
0,466
0,524
0,585
0,645
0,712
0,521
0,581
0,636
0,686
0,784
0,890
0,582
0,661
0,737
0,807
0,882
-
159
0,424
0,467
0,510
0,549
0,601
Окончание приложения 2.3
1
273
299
324
340
351
377
406
426
473
508
2
15,1
16,5
3
0,962
1,045
4
-
5
0,963
1,046
6
0,954
1,036
7
0,968
1,051
8
0,956
1,039
9
-
8,5
9,5
11,1
12,4
14,8
8,5
9,5
10,0
12,4
14,0
8,4
9,7
10,9
12,2
13,1
14,0
15,4
9,0
10,0
11,0
12,0
9,0
10,0
11,0
12,0
0,615
0,688
0,790
0,881
1,037
0,670
0,744
0,854
0,956
1,070
0,697
0,796
0,894
0,991
1,054
1,122
1,233
0,772
0,853
0,932
1,011
0,831
0,917
1,004
1,089
-
0,689
0,791
0,882
1,038
0,672
0,746
0,856
0,957
1,072
0,797
0,895
0,992
1,057
1,126
1,237
-
-
-
-
-
9,5
11,1
12,6
16,7
10,0
11,0
12,0
11,1
11,1
12,7
16,1
0,949
1,097
1,232
1,604
1,044
1,141
1,238
1,287
1,380
1,564
1,961
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Примечания:
1. Теоретический вес колонны принят с учетом веса соединения, длина трубы принята
равной 10 м.
2. Значения теоретического веса 1 м колонны, взятые в скобках, относятся к трубам исполнения Б.
160
2.4 Внутренние давления, при которых напряжения в теле трубы по
ГОСТ 632-80 достигают предела текучести, МПа
Условный
диаметр
трубы, мм
1
114
Толщина
стенки,
мм
2
5,2
5,7
6,4
7,4
8,6
10,2
5,6
6,4
127
7,5
9,2
10,7
6,2
7,0
140
7,7
9,2
10,5
6,5
7,0
7,7
146
8,5
9,5
10,7
7,3
168
8,0
Группа прочности
Д
К
Е
Л
М
Р
Т
3
30,2
33,1
37,2
(36,5)
42,9
(42,3)
50,0
(49,0)
29,3
33,4
(32,8)
39,2
(38,5)
48,1
(47,3)
56,0
29,5
(28,9)
33,2
(32,6)
36,6
(36,0)
43,7
(42,9)
49,9
(49,0)
29,5
(29,0)
31,8
(31,3)
35,0
(34,3)
38,6
(37,9)
43,1
(42,4)
48,6
(47,7)
28,8
(28,2)
31,6
4
-
5
54,0
6
64,2
7
74,2
8
-
9
-
62,4
74,2
85,9
105,4
-
72,5
86,3
99,8
122,5
136,2
48,6
102,3
57,7
118,3
66,9
145,3
-
161,6
-
57,0
67,6
78,3
96,2
106,9
69,8
83,0
96,1
117,9
131,1
81,3
42,7
96,6
-
111,8
-
137,2
-
152,5
-
48,3
57,4
66,5
-
-
53,1
63,1
73,1
89,7
99,8
63,5
75,5
87,4
107,3
119,2
72,4
86,2
99,7
122,4
136,1
42,9
-
-
-
-
46,2
63,5
54,9
-
-
50,8
60,4
69,9
-
-
56,1
66,7
77,2
94,7
105,3
62,7
74,5
86,3
105,9
117,7
70,6
83,9
97,2
119,2
132,5
41,9
49,7
-
-
-
45,8
54,4
-
-
-
(48,0)
(55,5)
(64,5)
(43,2)
(50,7)
(62,2)
(38,0)
(42,9)
(47,3)
(56,5)
(64,5)
(38,1)
(41,1)
(45,2)
(49,9)
(55,8)
(62,8)
(37,3)
161
Продолжение приложения 2.4
1
2
8,9
168
10,6
12,1
5,9
6,9
8,1
9,2
178
10,4
11,5
12,7
13,7
15,0
7,6
8,3
9,5
194
10,9
12,7
15,1
6,7
7,7
8,9
10,2
219
11,4
12,7
14,2
7,9
245
8,9
3
(31,0)
35,1
(34,5)
41,9
(41,1)
47,7
(46,9)
22,1
25,8
(25,3)
30,3
(29,7)
34,3
(33,4)
38,8
(38,1)
42,9
(42,2)
47,4
(46,6)
26,1
(25,6)
28,4
(27,9)
32,5
(32,0)
37,4
(36,7)
43,5
(42,7)
20,3
23,3
(22,9)
27,0
(26,5)
30,9
(30,4)
34,5
(33,9)
38,5
(37,7)
43,1
(42,3)
21,5
(21,1)
24,2
(23,7)
4
(40,8)
5
6
7
8
9
51,0
60,6
70,1
86,1
95,7
60,7
72,2
83,5
102,5
114,0
69,3
82,4
95,4
117,1
130,1
37,4
-
-
-
-
43,9
52,3
-
-
-
49,9
59,3
68,6
84,2
93,6
56,4
67,1
77,5
95,2
105,9
62,4
74,1
85,8
105,3
117,1
68,9
81,9
94,7
116,3
129,3
74,3
37,8
88,3
96,7
-
102,2
111,9
-
125,5
137,4
-
139,5
152,7
-
41,3
49,1
56,9
69,8
77,5
47,3
56,2
65,0
79,9
88,7
54,2
64,5
74,6
91,7
101,9
63,2
75,1
87,0
106,8
118,6
33,9
89,3
-
103,4
-
127,0
-
141,1
-
39,2
46,6
53,8
-
-
44,9
53,3
61,8
75,8
84,3
50,2
59,6
69,0
84,7
94,2
55,9
66,5
76,9
94,4
104,9
62,4
74,3
86,0
105,5
177,4
31,2
-
-
-
-
35,1
41,8
48,2
-
-
(45,4)
(54,0)
(61,7)
(33,3)
(39,1)
(44,4)
(50,2)
(55,5)
(61,3)
(38,6)
(36,8)
(42,1)
(48,2)
(56,3)
-
(30,2)
(34,8)
(39,9)
(44,6)
(49,7)
(55,6)
(27,7)
(31,3)
162
Продолжение приложения 2.4
1
2
10,0
11,1
245
12,0
13,8
15,9
7,1
8,9
10,2
273
11,4
12,6
13,8
15,1
16,5
8,5
9,5
299
11,1
12,4
14,8
8,5
9,5
11,0
324
12,4
14,0
8,4
9,7
340
10,9
12,2
3
27,2
(26,7)
30,1
(29,6)
32,5
(32,0)
37,4
(36,8)
17,3
(17,0)
21,7
(21,3)
24,8
(24,3)
27,7
(27,3)
30,6
(30,1)
33,5
(32,9)
18,9
(18,5)
21,2
(20,8)
24,7
(24,2)
27,5
(27,1)
32,0
(32,4)
17,4
19,5
(19,1)
22,5
(22,2)
25,4
(25,0)
28,7
(28,1)
16,4
18,9
(18,6)
21,3
(20,9)
23,8
(23,3)
4
5
39,4
6
46,9
7
54,2
8
66,6
9
74,0
43,7
52,1
60,2
73,9
82,2
47,4
56,3
65,1
79,9
88,8
54,4
64,7
74,9
91,9
102,2
25,1
74,5
-
86,3
-
105,9
-
117,7
-
31,5
37,4
43,2
-
-
36,0
42,8
49,5
60,8
67,6
40,3
47,8
55,4
67,9
75,6
44,5
52,8
61,2
75,1
83,5
48,7
57,9
67,1
82,3
91,5
53,3
27,4
63,3
69,2
-
73,3
80,1
-
90,0
98,3
-
100,1
109,3
-
30,7
36,5
42,3
51,9
57,6
35,9
42,6
49,3
60,6
67,4
40,1
47,6
55,1
67,6
75,2
47,8
56,9
65,8
80,7
89,7
28,2
-
-
-
-
32,7
38,9
45,0
55,3
61,5
37,0
43,9
50,8
62,4
69,3
41,7
49,5
57,4
70,4
78,2
27,5
32,7
-
-
-
31,0
36,8
-
-
-
34,6
41,2
47,6
-
-
(35,1)
(38,9
(42,1)
(48,4)
(22,3)
(27,9)
(32,1)
(35,8)
(39,6)
(43,3)
(24,4)
(27,3)
(31,9)
(35,6)
(42,5)
(25,2)
(29,1)
(32,8)
(37,1)
(24,5)
(27,5)
(30,8)
163
Окончание приложения 2.4
1
2
13,1
340
14,0
15,4
9,0
10,0
351
11,0
12,0
9,0
10,0
377
11,0
12,0
9,5
11,1
406
12,6
16,7
10,0
426
11,0
12,0
11,1
473
11,1
508
12,7
16,1
3
25,6
(25,1)
27,4
(26,9)
17,1
(16,8)
18,9
(18,5)
20,8
(20,4)
22,7
(22,3)
15,9
(15,6)
17,6
(17,3)
19,4
(19,0)
21,2
(20,8)
15,5
(15,2)
18,1
(17,8)
20,6
(20,2)
27,3
15,6
(15,3)
17,2
(16,9)
18,7
(18,3)
4
5
37,2
6
44,2
7
51,2
8
62,7
9
69,8
39,7
47,3
54,7
67,1
74,6
-
52,0
60,1
73,8
82,1
-
-
-
-
-
27,4
32,6
-
-
-
30,2
35,9
41,6
-
-
32,9
39,2
45,3
-
-
-
-
-
-
-
25,6
-
-
-
-
28,1
33,4
-
-
-
30,7
36,5
-
-
-
-
-
-
-
-
26,4
-
-
-
-
29,9
-
-
-
-
39,6
-
-
-
-
-
24,9
-
-
-
-
27,2
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
(33,0)
(35,4)
-
(22,0)
(24,4)
(26,9)
(29,3)
(20,5)
(22,7)
(25,0)
(27,3)
(20,0)
(23,4)
(26,6)
(20,1)
(22,2)
(24,1)
15,6
(15,3)
(20,1)
14,5
(14,2)
16,6
21,1
(18,7)
-
Примечание. Значения прочностных показателей, взятые в скобки, относятся только к
трубам исполнения Б, значения прочностных показателей без скобок относятся к
трубам исполнения А и Б.
164
2.5 Страгивающие нагрузки для соединений обсадных труб по ГОСТ
632 – 80, рассчитанные по формуле Яковлева – Шумилова, кН
Условный
диаметр
трубы, мм
1
Толщина
стенки,
мм
2
Группа прочности
Д
К
Е
Л
М
Р
Т
3
4
5
6
7
8
9
Трубы с короткой треугольной резьбой
5,2
5,7
6,4
114
7,4
343
421
490
(480)
(578)
-
127
7,5
(696)
441
539
(529)
666
(657)
(912)
(833)
(1098)
7,0
140
7,7
568
(558)
666
(657)
755
(745)
7,0
7,7
146
1068
637
(627)
706
(696)
794
(774)
853
-
-
-
-
1019
1216
1412
1726
1922
784
-
-
-
-
970
1147
-
-
-
1235
1461
1696
2079
2314
833
-
-
-
-
970
-
-
-
-
1098
1304
1510
1853
2059
1353
1608
1863
2294
2549
1578
1873
2167
2667
2961
931
-
-
-
-
1019
-
-
-
-
1147
-
-
-
-
1294
1539
1784
2196
2441
1480
1755
2030
2500
2775
1696
2110
2324
2863
3177
(735)
(863)
(970)
(1206)
(1402)
(823)
(912)
(1019)
8,5
9,5
-
(863)
10,5
6,5
-
(706)
9,2
(912)
-
(755)
9,2
6,2
-
(627)
8,6
5,6
6,4
706
(872)
(1000)
(1157)
1147
(1510)
(1314)
10,7
165
Продолжение приложения 2.5
1
2
7,3
8,0
168
8,9
3
843
(833)
931
(951)
1078
(1059)
4
12,1
5,9
6,9
8,1
9,2
178
(1981)
(1068)
(1755)
(1490)
(1961)
(1667)
1010
(990)
1127
(1108)
(2186)
10,2
(1314)
(1761)
(2373)
(1735)
(2285)
8,9
2157
2647
2942
1922
2285
2638
3246
3599
2226
2638
3059
3756
4177
1206
-
-
-
-
1471
1745
-
-
-
1706
2030
2353
2883
3206
1971
2343
2706
3324
3697
2206
2618
3030
3726
4138
2461
2922
3383
4158
4619
1471
-
-
-
-
1637
-
-
-
-
1922
2294
2647
3255
3618
2255
2677
3099
3814
4236
2677
3177
3677
1618
-
-
-
-
1931
2294
2657
-
-
2265
2696
3118
3824
4256
2569
3059
3540
4344
4825
2902
3442
3991
4893
5442
3275
3893
4501
5521
6139
1882
-
-
-
-
2177
2569
3000
-
-
4511
5021
(2020)
(2579)
14,2
245
1863
(1716)
12,7
(2216)
1294
(1274)
1500
(1471)
1569
(1441)
11,4
7,9
-
(2010)
(1804)
931
1117
(1098)
1333
(1304)
1559
(1529)
(1961)
-
(1461)
12,7
219
-
(1314)
10,9
8,9
1638
(1520)
9,5
6,7
7,7
1373
(1304)
(1333)
(1539)
9
-
(1706)
12,7
194
8
-
(1392)
11,5
8,3
7
-
(1226)
10,4
7,6
6
1461
(1098)
10,6
(1294)
(1500)
617
823
(813)
1010
(990)
1176
(1157)
5
1235
(2916)
(1676)
(1941)
166
Продолжение приложения 2.5
1
2
10,0
3
1726
(1686)
4
(2226)
(1902)
(2510)
(2079)
(2736)
(2422)
1157
(1137)
1657
(1627)
1941
(1912)
2206
(2167)
2471
(2422)
2726
(2677)
-
(3187)
11,1
245
12,0
13,8
7,1
8,9
10,2
11,4
273
12,6
13,8
15,1
16,5
8,5
9,5
299
11,1
12,4
1676
(1647)
1912
(1882)
2294
(2255)
2599
(2549)
11,0
324
12,4
14,0
8,4
9,7
340
10,9
12,2
6
2971
7
3442
8
4226
9
4697
2814
3353
3873
4756
5285
3079
3658
4226
5197
5776
3589
4266
4932
6060
6737
1676
-
-
-
-
2402
2863
3314
-
-
2824
3353
3883
4776
5305
3206
3814
4413
5423
6021
3589
4266
4932
6060
6737
3962
4717
5452
6698
7443
4373
-
5197
5707
6011
6609
7384
8120
8208
9022
2441
-
-
-
-
2785
3304
3834
4707
5227
3334
3962
4589
5629
6256
3775
4491
5197
6374
7090
4589
5452
6305
7737
8610
2961
3520
-
-
-
3510
4167
4825
5923
6580
4011
4776
5521
6776
7541
4589
5452
6315
7757
8620
3138
3736
-
-
-
3589
4275
-
-
-
4079
4854
5619
-
-
(1490)
(2137)
(2510)
(2853)
(3197)
(3530)
(2167)
(2481)
(2961)
(3363)
14,8
8,5
9,5
5
2500
(3099)
(4079)
1784
2039
(2000)
2412
(2373)
2765
(2716)
3157
(3099)
1824
2157
(2118)
2471
(2432)
2814
(2755)
(2628)
(3118)
(3569)
(4079)
(2794)
(3197)
(3628)
167
Продолжение приложения 2.5
1
2
13,1
340
14,0
15,4
9,0
10,0
351
11,0
12,0
9,0
10,0
377
11,0
12,0
9,5
406
11,1
12,6
16,7
10,0
426
11,0
12,0
473
11,1
11,1
508
12,7
16,1
6,4
7,4
114
8,6
10,2
3
3040
(2991)
3275
(3216)
1706
(1667)
1951
(1922)
2206
(2167)
2461
(2412)
1784
(1755)
2059
(2020)
2324
(2275)
2579
(2540)
2520
(2471)
3020
(2961)
3481
(3422)
4736
4
5
4422
6
5256
7
6080
8
7463
9
8296
4756
5648
6541
8031
8924
-
6266
-
7257
-
8904
-
9905
-
2844
3373
-
-
-
3206
3814
4413
-
-
3569
4246
4913
-
-
-
-
-
-
-
2981
-
-
-
-
3373
4001
-
-
-
3756
4462
-
-
-
-
-
-
-
-
4383
-
-
-
-
5060
-
-
-
-
6884
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1480
-
1775
1971
2157
2392
(3932)
(4226)
(2196)
(2530)
(2853)
(3177)
(2314)
(2657)
(3001)
(3334)
(3255)
(3893)
(4501)
-
2226
(2186)
(2883)
2510
3648
(2471)
(3246)
2804
4069
(2745)
(3618)
3353
(3295)
(4334)
3520
(3452)
(4540)
4089
5305
Трубы с удлиненной треугольной резьбой
500
725
863
1000
598
827
1039
1206
(588)
(774)
725
1049
1245
1441
(706)
(931)
1520
1755
168
Продолжение приложения 2.5
1
127
2
6,4
7,5
9,2
10,7
7,0
7,7
140
9,2
10,5
7,0
7,7
146
8,5
9,5
10,7
7,3
8,9
168
10,6
12,1
8,1
9,2
10,4
178
11,5
12,7
13,7
15,0
8,3
194
9,5
10,9
3
558
686
(676)
882
(863)
1049
696
(686)
784
(774)
970
(951)
1127
(1108)
735
(725)
823
(813)
931
(912)
1059
(1039)
1216
(1196)
882
1127
(1108)
1132
(1353)
1598
(1569)
1068
(1049)
1235
(1216)
1431
(1402)
1598
(1569)
1784
(1755)
1186
(1167)
1402
(1372)
1637
4
(892)
(1137)
-
5
823
1000
6
970
1196
7
1127
1382
8
1696
9
1882
1284
1520
1765
2167
2402
1520
1804
2088
2569
2853
1010
1206
-
-
1137
1353
1569
1922
2137
1412
1676
1941
2383
2647
1637
1951
2255
2775
3079
1068
1265
1461
-
-
1196
1431
1657
-
-
1353
1608
1863
2285
2540
1539
1833
2128
2608
2902
1765
2098
2432
2981
3314
1284
1637
1951
2255
2765
3079
2010
2383
2765
3393
3765
2324
2765
3197
3932
4364
1549
1833
-
-
-
1804
2137
2481
3040
3383
2079
2471
2853
3510
3903
2324
2765
3197
3922
4364
2589
3079
3569
4383
4864
2814
1726
3344
3677
2059
3873
4256
2383
4756
5227
2922
5285
5815
3246
2030
2412
2794
3432
3814
2383
2834
3275
4020
4471
1392
(902)
(1010)
(1255)
(1461)
(951)
(1068)
(1206)
(1372)
(1569)
(1461)
(1784)
(2069)
(1372)
(1598)
(1843)
(2069)
(2304)
(1539)
(1804)
169
Окончание приложения 2.5
1
194
2
12,7
15,1
8,9
10,2
219
11,4
12,7
14,2
8,9
10,0
245
11,1
12,0
13,8
15,9
3
(1608)
1941
(1912)
1471
(1441)
1726
(1696)
1961
(1922)
2206
(2167)
2490
(2441)
1627
(1598)
1873
(1843)
2108
(2069)
2304
(2265)
2687
(2638)
-
4
(2118)
(2510)
-
5
6
7
8
9
2824
3353
3883
4766
5295
2128
4040
2540
4677
2932
5737
-
6374
-
2500
2971
3442
4226
4697
2844
3383
3912
4795
5335
3206
3805
4413
5413
6021
3618
4305
4981
6109
6796
2373
2814
3255
-
-
2716
3236
3746
4586
5109
3069
3648
4217
5178
5756
3353
3981
4609
5658
6286
3903
4648
5374
6600
7335
-
5403
6256
7678
8541
(1892)
(2226)
(2530)
(2853)
(3216)
(2108)
(2422)
(2726)
(2981)
(3471)
-
Примечание. Значения прочностных показателей, взятые в скобки, относятся только к
трубам исполнения Б, значения прочностных показателей без скобок относятся к трубам исполнения А и Б.
170
2.6 Допустимые растягивающие нагрузки для обсадных труб ОТТМ
и ОТТГ по ГОСТ 632 – 80 с нормальным диаметром муфт исполнения А (с учетом запаса прочности для резьбового соединения 1,75 от разрушающей нагрузки), кН
Условный
диаметр
трубы, мм
1
Толщина
стенки,
мм
2
6,4
7,4
8,6
10,2
6,4
7,5
9,2
10,7
Д
Е
Л
М
Р
Т
3
657*
755*
863*
1010*
735*
853*
1029*
1186*
4
696
823
971
1118
784
941
1167
1363
5
765
902
1069
1235
863
1029
1284
1500
6
873
1029
1216
1402
980
1167
1461
1706
7
1196
1402
1628
1353
1696
1981
8
1549
1785
1500
1873
2187
6,2
7,0
7,7
9,2
10,5
6,5
7,0
7,7
8,5
9,5
10,7
784*
882*
971*
1137*
1294*
863*
931*
1020*
1108*
1226*
1373*
961
1069
1294
1490
1118
1245
1412
1598
1059
1177
1422
1637
1235
1373
1549
1755
1196
1333
1618
1863
1402
1559
1755
1991
1549
1883
2157
1814
2040
2314
1706
2079
2383
2000
2255
2550
7,3
8,0
8,9
10,6
12,1
1118*
1226*
1353*
1588*
1804*
1226
1353
1530
1843
2108
1490
1677
2020
2324
1912
2304
2638
2216
2667
3059
2442
2942
3373
178
6,9
8,1
9,2
10,4
11,5
12,7
13,7
15,0
1118*
1304*
1480*
1667*
1814*
2000*
-
1461
1676
1912
2128
2285
2285
-
1608
1843
2098
2334
2510
2510
2510
2098
2393
2657
2854
2854
2854
2432
2775
3079
3314
3314
3314
2687
3059
3403
3658
3658
3658
194
7,6
8,3
9,5
10,9
12,7
15,1
1343*
1471*
1677*
1892*
2187*
-
1637
1902
2206
2579
-
1804
2089
2422
2834
3383
2049
2373
2755
3216
3844
2383
2755
3197
3736
4452
2628
3040
3520
4119
4923
114
127
140
146
168
Группа прочности
171
Окончание приложения 2.6
1
2
7,7
8,9
10,2
11,4
12,7
14,2
3
1549*
1785*
2030*
2255*
2500*
-
4
2000
2314
2520
2903
3256
5
2216
2569
2893
3236
3628
6
2520
2922
3295
3687
4128
7
3393
3815
4266
4786
8
4217
4717
5286
245
7,9
8,9
10,0
11,1
12,0
13,8
15,9
1755
2000*
2236*
2471*
2657*
3040*
-
2246
2540
2834
3079
3560
-
2491
2824
3158
3432
3962
4580
2824
3216
3589
3903
4511
5197
3726
4168
4521
5227
6041
4599
4991
5766
6668
273
8,9
10,2
11,4
12,6
13,8
15,1
16,5
2206
2550
2844*
3128*
3403*
-
2491
2873
3226
3579
3942
4325
-
2795
3236
3648
4050
4452
4884
5315
3177
3687
4148
4609
5070
5560
6080
4276
4815
5345
5884
6453
7051
5904
6492
7120
7786
299
8,5
9,5
11,1
12,4
14,8
2285
2569
3040
3383*
-
3432
3854
4609
3873
4354
5197
4217
4736
5943
5776
6943
6374
7659
324
9,5
11,0
12,4
14,0
2795
3265
3687
4138*
3158
3697
4187
4746
3579
4177
4746
5364
4766
5413
6119
6286
7139
6943
7885
340
9,7
10,9
12,2
13,1
14,0
15,4
3001
3383
3805*
4079*
4344*
-
3393
3844
4325
4658
4991
-
3844
4344
5031
5276
5649
6208
5580
6021
6453
7080
7002
7512
8287
7728
8287
9150
219
*Допустимые нагрузки, при которых напряжения в теле труб достигают 0,8 предела
текучести (коэффициент запаса прочности равен 1,25).
172
2.7 Допустимые растягивающие нагрузки для соединений обсадных
труб ОТТМ и ОТТГ по ГОСТ 632 – 80 со специальными муфтами
с уменьшенным наружным диаметром исполнения А ( с учетом
запаса прочности для резьбового соединения 1,75 от разрушающей нагрузки), кН
Условный
диаметр
трубы, мм
114
127
140
Толщина стенки,
мм
Наружный
диаметр
муфты, мм
6,4
7,4
8,6; 10,2
6,4
7,5
9,2; 10,7
6,2
7,0
7,7
9,2; 10,5
123,8
136,5
149,2
Д
Е
657*
755*
823
735*
853*
922
784*
882*
971*
1029
696
823
873
784
941
971
961
1069
1088
Группа прочности
Л
М
765
931
961
863
1029
1069
1059
1177
1196
873
1029
1088
980
1167
1216
1196
1333
1363
Р
Т
1196
1255
1353
1412
1549
1579
1432
1500
1599
1706
1745
6,5
156,0
863*
7,0
931*
146
7,7
1020* 1118
1235
1402
8,5; 9,5; 10,7
1118
1177
1294
1471
1706
1883
7,3
177,8
1118* 1226
168
8,0
1216* 1333
1461
8,0; 10,6; 12,1
1265
1333
1461
1667
1932
2128
6,9
187,3
1128*
8,1
1314* 1432
1579
178
9,2; 10,4
1363
1432
1579
1794
2079
2295
11,5; 12,7
13,7; 15,0
7,6
206,4
1353*
8,3
1471* 1637
1804
2049
2383
2628
194
9,5
1667* 1902
2089
2373
2755
3040
10,9; 12,7; 15,1
1892
1991
2196
2491
2893
3187
7,7
231,8
1549*
8,9
1785* 2000
2216
2520
219
10,2
2030* 2295
2530
2873
3334
11,4; 12,7; 14,2
2187
2295
2530
2873
3334
3677
7,9
257,2
1755
8,9
2000* 2246
2481
2824
10.0
2236* 2540
2814
3197
3707
245
11,1; 12,0
2432
2559
2814
3197
3707
4099
13,8; 15,9
8,9
285,8
2206
2491
2795
3177
10,2
2550
2854
3138
3569
4138
273
11,4; 12,6
2716
2854
3138
3569
4138
4570
13,8; 15,1; 16,5
*Допустимые нагрузки, при которых напряжения в теле труб достигают 0,8 от предела
текучести (коэффициент запаса прочности равен 1,25).
173
2.8 Допустимые растягивающие нагрузки для обсадных труб ТБО по
ГОСТ 632 – 80 исполнения А (с учетом запаса прочности для
резьбового соединения 1,75 от разрушающей нагрузки), кН
Условный
наружный
диаметр
трубы,мм
Толщина
стенки, мм
Д
Е
Л
М
Р
Т
127
9,2; 10,7
882
931
1020
1167
1353
1490
140
9,2; 10,5
1020
1069
1177
1333
1549
1716
8,5;9,5;
10,7
1118
1177
1294
1471
1706
1883
146
8,9; 10,6;
12,1
9,2; 10,4;
11,5; 12,7;
13,7; 15,0
1284
1353
1490
1696
1961
2167
1333
1402
1539
1745
2030
2236
9,5
10,9; 12,7;
15,1
1667*
1843
1902
1941
2089
2138
2373
2432
2755
2814
3040
3109
168
178
194
Группа прочности
*Допустимые нагрузки, при которых напряжение в теле трубы достигает 0,8 от
предела текучести( коэффициент запаса прочности равен 1,25).
174
2.9 Допустимые растягивающие нагрузки для обсадных труб ОТТМ и
ОТТГ с нормальным диаметром муфт по ГОСТ 632 – 80 исполнения
Б (с учетом запаса прочности для резьбового соединения 1,8 от разрушающей нагрузки), кН
Условный
диаметр
трубы, мм
1
114
127
140
146
168
178
194
219
245
273
Толщина
стенки,
мм
2
7,4
8,6
7,5
9,2
7,7
9,2
10,5
7,7
8,5
9,5
10,7
8,0
8,9
10,6
12,1
8,1
9,2
10,4
11,5
12,7
9,5
10,9
12,7
8,9
10,2
11,4
12,7
14,2
8,9
10,0
11,1
12,0
13,8
8,9
10,2
11,4
12,6
Группа прочности
Д
К
Е
Л
М
Р
Т
3
715*
823*
804*
980*
912*
1078*
1216*
961*
1049*
1167*
1304*
1157*
1274*
1500*
1706*
1235*
1392*
1569*
1726*
1882*
1578*
1794*
2059*
1686*
1922*
2128*
2363*
2618*
1882*
2108*
2334*
2510*
2863*
2118*
2412*
2687*
2951*
4
794
941
902
1127
1039
1255
1441
1088
1206
1363
1539
1314
1480
1784
2039
1412
1627
1853
2059
2275
1843
2128
2490
1892
2186
2392
2745
3089
2118
2402
2677
2902
3353
2334
2696
3030
3373
5
804
941
912
1137
1039
1255
1451
1088
1216
1372
1549
1324
1480
1784
2049
1422
1627
1863
2069
2216
1853
2137
2500
1951
2245
2451
2824
3857
2186
2471
2755
2991
3461
2412
2794
3138
3481
6
882
1039
1000
1255
1137
1382
1588
1196
1333
1510
1706
1627
1971
2255
1559
1794
2049
2275
2441
2030
2353
2745
2157
2500
2814
3148
3530
2422
2745
3069
3334
3854
2716
3148
3550
3932
7
1000
1179
1137
1422
1294
1578
1814
1363
1520
1706
1941
1853
2235
2569
2039
2324
2579
2775
2314
2677
3128
2451
2844
3197
3579
4011
2745
3118
3491
3795
4383
3089
3579
4040
4481
8
1157
1363
1323
1647
14510
1824
2098
1765
1981
2245
2157
2589
2971
2363
2696
2991
3216
2677
3099
3628
3295
3707
4148
4658
3618
4050
4393
5080
4158
4677
5197
9
1510
1461
1824
1667
2020
2314
1941
2186
2481
2373
2863
3285
2608
2981
3304
3550
2961
3422
4011
3638
4099
4579
5139
4001
4471
4854
5609
4589
5168
5737
175
Окончание приложения 2.9
1
299
324
340
2
9,5
11,1
12,4
3
2471
2873*
3197*
4
2726
3216
3618
5
2834
3334
3746
6
3197
3765
4236
7
3481
4099
4609
8
5609
9
6198
9,5
11,0
12,4
9,7
10,9
12,2
2677
3099*
3471*
2873
3226*
3599*
2961
3461
3932
3187
3608
4060
3079
3589
4079
3304
3736
4207
3481
4060
4609
3736
4226
4756
3962
4638
5256
5423
6119
-
6747
-
Примечания:
1. Допустимые нагрузки, при которых напряжения в теле труб достигают 0,77 от предела текучести (коэффициент запаса прочности равен 1,3) отмечены звездочкой (*).
2. Допустимые растягивающие нагрузки, приведенные в настоящем приложении, относятся к вертикальным скважинам и к скважинам с интенсивностью искривления ствола
до 3,5º на 10 м
176
2.10 Допустимые растягивающие нагрузки для соединений обсадных
труб ОТТМ и ОТТГ со специальными муфтами с уменьшенным
наружным диаметром по ГОСТ 632 – 80 исполнения Б (с учетом запаса прочности для резьбового соединения 1,8 от разрушающей нагрузки), кН
Условный
наружный
диаметр
трубы, мм
Толщина
стенки,
мм
Наружный
диаметр
муфты,
мм
123,8
Группа прочности
Д
Е
Л
М
Р
Т
725*
804
804
843
882
931
1000
1059
1157
1225
1353
114
7,4
8,6
7,5
9,2
136,5
127
823*
902
912
941
1000
1039
1137
1186
1323
1372
1461
1510
140
7,7
9,2; 10,5
149,2
931*
1010
1039
1059
1137
1167
1294
1323
1510
1539
1667
1696
156,0
980*
1076
1088
1147
1196
1255
1363
1431
1657
1833
177,8
1196
1294
1422
1618
1882
2069
187,3
178
7,7
8,5; 9,5;
10,7
8,0; 8,9;
10,6
12,1
8,1
9,2; 10,4;
11,5; 12,7
1255*
1323
1392
1392
1529
1529
1745
1745
2020
2020
2226
2226
194
9,5
10,9; 12,7
206,4
1608*
1833
1853
1941
2030
2128
2314
2422
2677
2814
146
168
2961
3099
8,9
231,8
1716*
1951
2157
2451
10,2;
1951*
2235
2461
2794
3236
219
11,4; 12,7;
2128
2235
2461
2794
3236
14,2
8,9
257,2
1922*
2186
2422
2745
10,0
2147*
2471
2736
3118
3608
245
11,1; 12,0
2363
2490
2736
3118
3608
3981
13,8
8,9
285,8
2147
2412
2716
3089
273
10,2
2461*
2775
3049
3471
4020
11,4; 12,6
2638
2775
3049
3471
4020
4442
*Допустимые нагрузки, при которых напряжения в теле труб достигают 0,77 от
предела текучести (коэффициент запаса прочности равен 1,3).
177
2.11 Допустимые растягивающие нагрузки для обсадных труб ТБО
по ГОСТ 632 – 80 исполнения Б (с учетом запаса прочности для
резьбового соединения 1,8 от разрушающей нагрузки, кН
Условный
наружный
диаметр
трубы, мм
Толщина
стенки,
мм
Группа прочности
Д
К
Е
Л
М
Р
Т
127
9,2; 10,7
833
902
902
1000
1127
1314
1451
140
9,2; 10,5
961
1039
1039
1147
1304
1510
1667
146
9,2; 10,7
1059
1137
1147
1255
1431
1657
1833
168
8,9; 10,6
12,1
1216
1314
1314
1451
1647
1912
2108
178
9,2; 10,4
11,5; 12,7
1255
1353
1363
1490
1696
1971
2177
194
9,5
12,7; 10,9;
15,1
1578*
1745
1843
1882
1853
1892
2030
2079
2314
2363
2677
2736
2961
3020
*Допустимые нагрузки, при которых напряжения в теле труб достигают 0,77 от
предела текучести (коэффициент запаса прочности равен 1,3)
178
Приложение 3
ПРОЧНОСТНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ИМПОРТНЫХ ОБСАДНЫХ
ТРУБ (ПО СТАНДАРТАМ АНИ)
3.1 Наименьшее сминающее давление, МПа
Наружный
диаметр
трубы, мм
(дюймов)
1
114,3
(4 ½)
127,0
(5)
139,7
(5 1/2)
168,3
(6 5/8)
177,8
(7)
193,7
(7 5/8)
219,1
(8 5/8)
Толщина
стенки,
мм
Марка стали
H - 40
2
5,21
5,69
6,35
7,37
8,56
5,59
6,43
7,52
9,19
10,72
11,10
12,70
6,20
6,98
7,72
9,17
10,54
7,32
8,94
10,59
12,06
5,87
6,91
8,05
9,19
10,36
11,51
12,65
13,72
7,62
8,33
9,52
10,92
12,70
15,11
6,71
7,72
8,94
10,16
11,43
C - 95
P- 110
6
43,7
58,8
50,0
72,2
43,2
60,9
77,0
39,7
56,3
71,2
26,4
37,2
48,4
59,3
70,2
78,5
23,4
33,0
45,2
60,7
-
C–
90*
7
46,8
64,0
84,1
53,9
79,3
95,8
98,8
46,3
66,3
85,2
42,2
61,1
78,0
27,7
39,4
52,1
64,4
76,9
88,2
24,8
34,5
48,5
66,1
94,1
8
48,3
66,5
55,8
82,7
47,7
68,9
89,0
43,3
63,4
81,4
28,6
40,5
53,9
67,1
80,2
92,4
25,6
35,3
50,0
68,8
-
9
52,1
73,5
98,7
60,9
92,7
51,4
76,4
100,1
46,3
69,9
91,0
42,8
58,6
74,1
89,7
104,1
36,8
54,1
76,3
-
124,8
70,7
116,2
157,5
164,8
186,1
57,2
92,9
126,8
68,4
89,7
111,9
132,6
61,1
92,7
135,7
28,2
38,0
29,2
40,3
30,1
41,5
44,0
-
C - 75
N - 80
3
19,1
18,1
17,4
10,0
13,6
14,0
-
J - 55,
K - 55
4
22,8
27,6
34,2
21,1
28,5
38,2
21,5
27,8
33,8
20,5
31,5
15,7
22,5
29,8
19,9
-
5
42,2
56,3
48,0
68,9
41,9
58,14
72,1
38,4
53,9
67,7
26,0
36,2
46,6
56,8
67,0
73,6
22,6
32,2
43,5
58,1
-
11,3
15,2
-
9,4
17,4
23,8
-
27,7
36,9
179
V150*
10
Продолжение приложения 3.1
1
219,1
(8 5/8)
244,5
(9 5/8)
273,02
(10 ¾)
298,4
(11 ¾)
339,7
(13 3/8)
406,4
(16)
473,1
(18 5/8)
508,0
(20)
2
3
12,70
14,15
7,92
9,6
8,94
12,0
10,03
11,05
11,99
13,84
15,11**
15,88**
19,05**
7,09
6,1
8,89
9,8
10,16
11,43
12,57
13,84
15,11
16,51**
17,78**
19,05**
8,46
7,4
9,52
11,05
12,42
8,38
5,3
9,65
10,92
12,19
13,06
13,97**
15,44**
18,26**
9,52
4,6
11,13
12,57
16,66**
18,16**
11,05
4,3***
11,13
12,70
16,13
4
13,9
17,7
10,9
14,4
18,6
10,4
14,3
18,3
7,7
10,6
13,4
7,1
9,7
17,6
4,3***
3,6*** 3,6***
5,3***
10,3
5
46,1
56,5
20,5
25,9
31,9
44,0
21,4
27,2
21,2
17,8
20,6
26,3
39,4
20,5
-
6
47,9
59,0
21,3
26,3
32,7
45,6
22,2
27,7
22,0
18,4
21,4
26,7
40,7
21,3
-
7
51,5
64,2
22,4
27,5
34,3
48,9
58,9
64,9
23,4
28,7
37,5
46,5
56,3
23,1
15,9
19,1
-
8
53,2
66,8
22,9
28,4
35,0
50,5
24,0
29,6
23,7
19,4
-
9
57,9
73,9
30,5
36,6
54,7
25,3
31,9
40,4
51,7
63,9
-
10
66,5
89,2
61,9
79,7
90,5
135,4
57,4
75,1
19,8***
-
-
-
-
-
-
-
* Стали С – 90, V -150 стандартом не предусмотрены.
** Толщины стенок не по стандарту.
*** Смятие происходит вследствие превышения предела упругости.
.
180
3.2 Внутренние давления, при которых напряжения в теле трубы достигают предела текучести, МПа
Наружный
диаметр
трубы, мм
(дюймов)
1
114,3
(4 ½)
127,0
(5)
139,7
(5 ½)
168,3
(6 5/8)
177,8
(7)
193,7
(7 5/8)
219,1
(8 5/8)
Толщина
стенки,
мм
2
5,21
5,69
6,35
7,37
8,56
5,59
6,43
7,52
9,19
10,72
11,10
12,70
6,20
6,98
7,72
9,17
10,54
7,32
8,94
10,59
12,06
5,87
6,91
8,05
9,19
10,36
11,51
12,65
13,72
7,62
8,33
9,52
10,92
12,70
15,11
6,71
7,72
8,94
10,16
11,43
12,70
14,15
Внутренний диаметр трубы, мм
3
103,9
102,9
101,6
99,6
97,2
115,8
114,1
112,0
108,6
105,6
104,8
101,6
127,3
125,7
124,3
121,4
118,6
153,7
150,4
147,1
144,2
166,1
164,0
161,7
159,4
157,1
154,8
152,5
150,4
178,5
177,0
174,7
171,9
168,3
163,5
205,7
203,7
201,2
198,8
196,2
193,7
190,8
Марка стали
H - 40
4
22,0
21,5
21,0
15,9
18,7
18,9
17,1
19,7
-
J - 55,
K - 55
5
30,2
33,0
36,9
29,2
33,5
39,3
29,4
33,1
36,7
28,8
35,2
25,8
30,0
34,3
28,5
20,3
27,1
30,7
181
C - 75
N - 80
6
50,2
58,3
53,5
65,5
50,0
59,3
68,2
48,0
57,0
64,9
41,0
46,8
52,7
58,5
64,4
69,8
38,9
44,4
51,0
59,3
42,0
47,2
52,4
58,4
7
53,6
62,2
57,2
69,9
53,3
63,3
72,7
51,3
60,7
69,2
43,7
49,9
56,3
62,4
68,6
74,4
41,0
47,4
54,4
63,2
44,7
50,3
56,0
62,4
C–
90*
8
60,2
69,9
81,2
64,1
78,4
91,6
94,8
108,4
59,9
71,2
81,8
57,6
68,2
77,7
49,0
59,3
66,8
74,1
81,6
88,3
46,6
59,3
61,1
71,5
50,2
56,5
62,8
69,9
C - 95
9
63,7
73,8
67,8
82,9
63,3
75,2
86,5
60,9
72,1
82,2
51,9
59,3
63,2
70,1
77,2
88,3
49,3
56,4
64,6
75,1
53,1
59,8
66,5
74,0
P110
10
73,7
85,5
99,4
78,6
96,1
73,3
87,2
100,1
70,5
83,5
95,1
68,6
77,4
85,9
94,4
102,4
65,3
74,8
90,0
69,2
76,9
85,7
V150*
11
135,5
107,1
131,0
118,7
136,6
105,5
117,1
128,7
139,6
102,0
118,6
141,2
104,9
116,9
Продолжение приложения 3.2
1
244,5
(9 5/8)
273,0
(10 ¾)
298,4
(11 ¾)
339,7
(13 3/8)
406,4
(16)
473,1
(18 5/8)
508,0
(20
2
7,92
8,94
10,03
11,05
11,99
13,84
15,11**
15,88**
19,05**
7,09
8,89
10,16
11,43
12,57
13,84
15,11
16,51**
17,78**
19,05**
8,46
9,52
11,05
12,42
8,38
9,65
10,92
12,19
13,06
13,97**
15,44**
18,26**
9,52
11,13
12,57
16,66**
18,16**
11,05
3
228,7
226,6
224,4
222,4
220,5
216,8
214,3
212,7
206,4
258,8
255,2
252,7
250,1
247,9
245,8
242,8
240,0
237,5
234,9
281,5
279,4
276,3
273,6
322,9
320,4
317,9
315,3
313,6
311,8
308,8
303,2
387,4
384,1
381,3
373,1
370,1
451,0
4
15,7
17,6
12,5
15,7
13,6
12,0
11,3
11,3
5
24,2
27,2
21,6
24,7
27,7
21,2
24,5
27,6
18,8
21,3
23,7
18,1
20,6
27,2
15,5
6
37,2
40,9
44,4
50,7
37,8
41,7
37,6
34,7
37,2
41,2
43,2
-
7
39,6
43,6
47,4
54,6
40,4
44,4
40,2
37,0
39,7
43,8
46,1
39,6
43,1
-
8
44,4
49,0
53,1
61,4
67,0
70,4
45,3
49,8
54,9
60,0
63,0
45,1
38,9
41,6
-
9
47,1
51,8
56,2
64,9
47,9
52,7
47,6
44,0
-
10
60,0
65,1
75,1
55,6
61,1
67,2
73,4
-
11
102,4
111,9
117,4
124,5
100,1
109,4
117,7
126,2
69,5
-
11,13
12,70
16,13
485,7
482,6
475,7
10,6
-
14,5
16,6
21,1
-
-
-
-
-
-
* Стали С – 90, V– 150 стандартом не предусмотрены
** Толщина стенок не по стандарту
182
3.3 Растягивающие усилия, при которых напряжения в теле трубы
достигают предела текучести, кН
Наружный
диаметр
трубы,
мм
(дюймов)
1
114,3
(4 ½)
127,0
(5)
139,7
(5 ½)
168,3
(6 5/8)
177,8
(7)
193,7
(7 5/8)
219,1
(8 5/8)
Толщи
на
стенки,
мм
2
5,21
5,69
6,35
7,37
8,56
5,59
6,43
7,52
9,19
10,72
11,10
12,70
6,20
6,98
7,72
9,17
10,54
7,32
8,94
10,59
12,06
5,87
6,91
8,05
9,19
10,36
11,51
12,65
13,72
7,62
8,33
9,52
10,92
12,70
15,11
6,71
7,72
8,94
10,16
11,43
12,70
14,15
Вес 1 м
гладкой
трубы, H - 40
кН
3
0,137
0,149
0,166
0,190
0,219
0,164
0,187
0,217
0,262
0,301
0,311
0,351
0,200
0,224
0,246
0,289
0,329
0,285
0,344
0,404
0,456
0,244
0,285
0,331
0,375
0,419
0,463
0,505
0,544
0,343
0,373
0,424
0,483
0,556
0,652
0,344
0,395
0,454
0,513
0,574
0,634
0,701
4
490
716
1020
873
1020
1226
1412
1628
-
Марка стали
J - 55,
K - 55
C - 75
N - 80
C–
90*
C - 95
P110
V150*
5
676
735
814
814
922
1069
990
1108
1216
1402
1697
1402
1628
1844
1844
1697
2236
2530
-
6
1108
1285
1461
1765
1657
1942
2216
2314
2716
3060
2216
2520
2824
3109
3393
3658
2511
2854
3246
3736
3452
3854
4256
4717
7
1187
1363
1559
1873
1765
2079
2363
2471
2893
3266
2363
2687
3011
3315
3619
3903
2677
3040
3462
3982
3678
4119
4541
5021
8
1330
1520
1760
1740
2100
2420
2500
2820
1970
2330
2650
2770
3250
3670
2650
3010
3380
3720
4060
4380
3000
3420
3890
4470
5260
4130
4620
5100
5650
9
1412
1618
1853
2226
2099
2471
2805
2932
3442
3884
2815
3197
3580
3942
4305
4639
3177
3609
4109
4737
4374
4884
5394
5972
10
1638
1883
2158
2138
2579
2432
2854
3246
3393
3982
4492
3697
4139
4560
4982
5364
4188
4756
5482
5659
6247
6914
11
2942
2913
3521
4717
3893
4423
5639
6258
6796
7316
6512
7473
8777
8522
9424
183
Продолжение приложения 3.3
1
244,5
(9 5/8)
273,0
(10 ¾)
298,4
(11 ¾)
339,7
(13
3/8)
406,4
(16)
473,1
(18
5/8)
508,0
(20)
2
7,92
8,94
10,03
11,05
11,99
13,84
15,11**
15,88**
19,05**
7,09
8,89
10,16
11,43
12,57
13,84
15,11
16,51**
17,78**
19,05**
8,46
9,52
11,05
12,42
8,38
9,65
10,92
12,19
13,06
13,97**
15,44**
18,26**
9,52
11,13
12,57
16,66**
18,16**
11,05
3
0,453
0,509
0,569
0,624
0,674
0,772
0,838
0,878
1,038
0,456
0,568
0,646
0,723
0,792
0,868
0,943
1,024
1,097
1,170
0,593
0,665
0,768
0,859
0,672
0,770
0,868
0,966
1,031
1,101
1,211
1,420
0,914
1,062
1,197
1,570
1,704
1,243
4
1628
1824
1637
2030
2128
2412
3276
4423
5
2511
2805
2805
3187
3570
3285
3785
4237
3795
4286
4756
5247
5904
7738
6090
6
3825
4197
4531
5188
4864
5325
5776
6934
7404
8140
9542
10562
-
7
4080
4472
4835
5541
5188
5678
6159
7394
7885
8669
10180
11268
12210
-
8
4580
5020
5520
6220
6140
6730
7370
6910
7780
8310
-
9
4845
5315
5737
6580
6159
6747
7316
8787
-
10
6149
6649
7610
7130
7806
8552
9297
-
11
10376
11258
11798
13965
12680
13759
14750
15721
14799
-
11,13
12,70
16,13
1,337
1,521
1,918
4796
6590
7502
9464
-
-
-
-
-
-
Примечания:
*
Стали С – 90, V – 150 стандартом не предусмотрены.
** Толщина стенок не по стандарту.
*** Смятие происходит вследствие превышения предела текучести.
184
3.4 Наименьшие разрушающие нагрузки для соединений муфтовых
обсадных труб с Короткой и длинной резьбой треугольного
профиля (по стандартам АНИ), кН
Наружный Толщина
диаметр
стенки,
трубы, мм
мм
(дюймов)
1
2
114,3
5,21
(4 ½)
5,69
6,35
7,37
8,56
127,0
5,59
(5)
6,43
7,52
9,19
139,7
6,20
(5 ½)
6,98
7,72
9,17
10,54
168,3
7,32
(6 5/8)
8,94
10,59
12,06
177,8
5,87
(7)
6,91
8,05
9,19
10,36
11,51
12,65
13,72
193,7
7,62
(7 5/8)
8,33
9,52
10,92
12,70
219,1
6,71
(8 5/8)
7,72
8,94
10,16
11,43
12,70
14,15
Марка стали
H - 40
J - 55
K - 55
С -75
N - 80
3
343
579
814
539
785
941
1040
1245
-
4
451
588
686
588
755
922
765
902
1020
1089
1393
1040
1265
1491
1402
1089
1657
1932
-
5
500
647
755
657
824
1020
843
990
1118
1187
1520
1128
1373
1618
1530
1167
1785
2079
-
6
-
7
-
185
C–
90*
8
-
C95
9
-
P- 110
10
-
Продолжение приложения 3.4
1
244,5
(9 5/8)
273,0
(10 ¾)
298,4
(11 ¾)
339,7
(13 3/8)
406,4
(16)
473,1
(18 5/8)
508,0
(20)
2
7,92
8,94
10,03
11,05
11,99
13,84
7,09
8,89
10,96
11,43
12,57
13,84
15,11
8,46
9,52
11,05
12,42
8,38
9,65
10,92
12,19
13,06
9,52
11,13
12,57
11,05
3
1128
1304
912
1393
1363
1432
1952
2491
4
1755
2010
1863
2197
2511
2118
2530
2883
2285
2648
3001
3158
3638
3354
5
1883
2167
2001
2354
2697
2265
2697
3089
2432
2815
3197
3344
3854
3531
6
3364
3746
3864
4354
-
7
3580
3982
4109
4629
-
8
3910
4355
4497
4702
5080
-
9
4129
4599
4747
5364
-
4805
5355
5953
6551
-
11,13
12,70
16,13
2589
-
3491
4070
5306
3668
4276
5580
-
-
-
-
-
N - 80
C – 90*
C - 95
P- 110
991
1206
1383
1765
1549
1903
992
1206
1383
1765
1584
1948
1040
1265
1451
1854
1667
2050
1245
1500
1804
1726
2207
1981
2442
Наружный Толщина
диаметр
стенки,
трубы, мм
мм
(дюймов)
114,3
(4 ½)
127,0
(5)
139,7
(5 ½)
5,21
5,69
6,35
7,37
8,56
5,59
6,43
7,52
9,19
6,20
6,98
7,72
9,17
Марка стали
С -75
J - 55
K - 55
716
814
990
961
1098
-
Длинная резьба
804
941
1147
892
1098
1314
1677
1069
1206
1451
1795
186
Окончание приложения 3.4
1
139,7
(5 ½)
168,3
(6 5/8)
177,8
(7)
193,7
(7 5/8)
219,1
(8 5/8)
244,5
(9 5/8)
2
10,54
3
-
4
-
5
2108
6
2236
7
2286
8
2403
9
2864
7,32
8,94
10,59
12,06
5,87
6,91
8,05
9,19
10,36
11,51
12,65
13,72
7,62
8,33
9,52
10,92
12,70
6,71
7,72
8,94
10,16
11,43
12,70
14,15
7,92
8,94
10,03
11,05
11,99
13,84
1187
1510
1393
1628
1540
1854
2158
2010
2314
-
1294
1657
1520
1785
1677
2010
2344
2177
2501
-
2020
2462
2844
1854
2177
2501
2815
3128
3413
2050
2412
2824
3344
2883
3305
3707
4178
3089
3452
3795
4442
2138
2609
3011
1971
2314
2658
2991
3324
3619
2177
2560
3001
3550
3060
3511
3942
4433
3276
3668
4031
4727
2313
2816
3256
2131
2504
2882
3243
3599
3928
2366
2780
3261
3857
3332
3817
4293
4826
3576
3999
4390
5147
2432
2962
3423
2246
2638
3040
3423
3795
4148
2491
2932
3432
4070
3511
4021
4531
5090
3776
4217
4629
5433
2854
3472
4021
3089
3550
3991
4433
4835
3423
4011
4747
4698
5276
5943
4923
5404
6326
Сталь С – 90 стандартом не предусмотрена.
187
3.5 Наименьшие разрушающие нагрузки для соединений “Батресс”
муфтовых обсадных труб с резьбой трапецеидального профиля
(по стандартам АНИ), кН
Наружный Толщина
диаметр
стенки,
трубы, мм
мм
(дюймов)
1
2
114,3
(4 ½)
127,0
(5)
139,7
(5 ½)
168,3
(6 5/8)
177,8
(7)
193,7
(7 5/8)
219,1
(8 5/8)
244,5
(9 5/8)
273,0
(10 ¾)
5,69
6,35
7,37
8,56
6,43
7,52
9,19
6,98
7,72
9,17
10,54
7,32
8,94
10,59
12,06
8,05
9,19
10,36
11,51
12,65
13,72
8,33
9,52
10,92
12,70
8,94
10,16
11,43
12,70
14,15
8,94
10,03
11,05
11,99
13,84
8,89
10,16
11,43
12,57
Марка стали
J - 55
K - 55
С -75
N - 80
C – 90*
3
4
5
6
7
Муфты с нормальным наружным диаметром
902
1108
1000
1236
1285
1353
1370
1471
1549
1570
1810
1118
1373
1304
1598
1667
1765
1790
2010
2128
2160
1334
1628
1461
1795
1883
1981
2020
2216
2334
2380
2452
2579
2579
1667
2020
2020
2442
2599
2736
2810
3040
3207
3290
3432
3629
3710
1922
2324
2481
2618
2680
2177
2638
2805
2972
3040
3148
3324
3410
3472
3668
3760
3707
3903
3903
3707
3903
3903
2148
2589
2775
2932
3020
3158
3334
3430
3589
3795
3910
4138
4364
4490
2579
3070
2913
3472
3776
3982
4120
4217
4452
4610
4658
4923
5090
5149
5443
5630
2844
3364
3177
3756
4119
4354
4530
4521
4786
4970
4884
5168
5380
5600
5914
6160
3119
3648
3540
4148
3972
4648
5168
5472
5720
5659
5992
6260
188
C - 95
P- 110
8
9
1451
1667
1883
2275
2140
2511
2707
2962
3472
3923
2834
3217
3599
3972
4099
4099
3187
3619
4119
4746
4344
4864
5374
5943
4786
5247
5668
6492
6031
6600
1716
1971
2265
2236
2697
2530
2972
3226
3501
4109
4629
3795
4256
4688
4884
4884
4276
4864
5600
5737
6335
7012
6178
6679
7649
7100
7767
Продолжение приложения 3.5
1
114,3
(4 ½)
127,0
(5)
139,7
(5 ½)
168,3
(6 5/8)
177,8
(7)
2
8,56
3
-
4
-
5
-
6
-
7
1500
8
-
9
1873
6,43
7,52
9,19
6,98
7,72
9,17
10,54
7,32
8,94
10,59
12,06
8,05
9,19
10,36
11,51
12,65
13,72
1118
1275
1334
1412
1667
1736
1873
1873
-
1373
1598
1628
1795
2020
2197
2324
2373
-
1618
1618
1795
1795
1795
2197
2197
2197
2373
2373
2373
2373
2373
2373
1706
1706
1883
1883
1883
2314
2314
2314
2501
2501
2501
2501
2501
2501
1706
1706
1883
1883
1883
2314
2314
2314
2501
2501
2501
2501
2501
2501
1795
1795
1981
1981
1981
2432
2432
2432
2618
2618
2618
2618
2618
2618
2128
2128
2363
2363
2363
2893
2893
2893
3128
3128
3128
3128
3128
*Сталь С – 90 стандартом не предусмотрена.
189
3.6 Наименьшие разрушающие нагрузки для соединений “Экстрем
лайн” безмуфтовых обсадных труб с резьбой трапецеидального
профиля (по стандартам АНИ), кН
Наружный
диаметр
трубы, мм
(дюймов)
Толщина
стенки,
мм
1
2
127,0
(5)
139,7
(5 ½)
7,52
9,19
6,98
7,72
9,17
10,54
8,94
10,59
12,06
8,05
9,19
10,36
11,51
12,65
13,72
8,33
9,52
10,92
12,70
8,94
10,16
11,43
12,70
14,15
10,03
11,05
11,99
13,34
10,16
11,43
12,57
13,84
1461
1510
1657
2118
2216
2256
2462
3050
3060
3423
4335
4854
-
1854
1912
2099
2697
2815
2854
3119
3874
3874
4344
5502
6159
-
1854
1981
2099
2206
2442
2687
2883
3187
2815
2854
3050
3383
3786
4080
3119
3119
3403
3785
3874
4188
4482
4482
4344
4344
4590
5217
6159
6737
-
1942
2089
2206
2324
2569
2834
3030
3354
2962
3001
3207
3560
3982
4295
3276
3276
3589
3982
4080
4413
4717
4717
4570
4570
4835
5492
6482
7100
-
7,52
9,19
6,98
7,72
9,17
10,54
1510
1657
-
1912
2099
-
2099
2128
2128
2206
2246
2246
168,3
(6 5/8)
177,8
(7)
193,7
(7 5/8)
219,1
(8 5/8)
244,5
(9 5/8)
273,0
(10 ¾)
127,0
(5)
139,7
(5 ½)
Марка стали
J - 55
K - 55
С -75
N - 80
C – 90*
C - 95
P- 110
8
9
1942
2089
2206
2324
2569
2834
3030
3354
2962
3001
3207
3560
3982
4295
3276
3276
3589
3982
4080
4413
4717
4717
4570
4570
4835
5492
6482
7100
-
2040
2197
2324
2442
2697
2972
3187
3531
3109
3158
3374
3746
4188
4511
3442
3442
3766
4188
4286
4639
4952
4952
4796
4796
5080
5776
6806
7453
-
2448
2609
2756
2913
3217
3540
3785
4197
3756
4011
4452
4972
5374
4099
4482
4982
5521
5903
5903
5708
6041
6874
8101
8866
8904
-
2324
2363
2363
2756
2805
2805
3
4
5
6
7
Соединение с нормальным наружным диаметром
190
Окончание приложения 3.6
1
2
168,3
(6 5/8)
8,94
10,59
12,06
8,05
9,19
10,36
11,51
12,65
13,72
8,33
9,52
10,92
12,70
8,94
10,16
11,43
12,70
14,15
10,03
11,05
11,99
13,34
177,8
(7)
193,7
(7 5/8)
219,1
(8 5/8)
244,5
(9 5/8)
3
4
5
6
7
Соединение с уменьшенным наружным диаметром
2118
2216
2256
2462
3050
3060
3423
-
2696
2815
2854
3119
3874
3874
4344
-
2696
2864
2864
2815
2854
3001
3001
3383
3383
3119
3119
3305
3305
3874
3942
3942
3942
4344
4344
4590
4688
*Сталь С – 90 стандартом не предусмотрена
191
2834
3021
3021
2962
3001
3158
3158
3560
3560
3276
3276
3491
3491
4080
4148
4148
4148
4570
4570
4835
4933
-
8
9
2972
3168
3168
3109
3158
3315
3315
3746
3746
3442
3442
3668
3668
4286
4354
4354
4354
4796
4796
5080
5178
3540
3776
3776
3756
3942
3942
4452
4452
4099
4354
4354
5178
5178
5178
5708
6041
6169
3.7 Теоретический вес 1 м колонны, составленной из труб, изготовляемых по стандарту АНИ, кН
Условный
наружный
диаметр
трубы, мм
(дюймов)
1
114,3
(4 ½)
127
(5)
140
(5 ½)
168
(6 5/8)
178
(7)
194
(7 5/8)
Толщина
стенки, мм
2
5,21
5,69
6,35
7,37
8,56
5,59
6,43
7,52
9,19
11,10
12,70
6,20
6,98
7,72
9,17
10,54
7,32
8,94
10,59
12,06
5,87
6,91
8,05
9,18
10,38
11,51
12,05
13,72
7,62
8,33
9,52
10,92
12,70
15,11
Муфтовые трубы
с резьбой закругленного
профиля
короткой
длинной
3
0,140
0,150
0,170
0,167
0,189
0,219
0,203
0,226
0,248
0,289
0,349
0,248
0,289
0,334
0,378
0,350
0,381
-
4
0,170
0,192
0,220
0,190
0,220
0,264
0,226
0,249
0,291
0,330
0,290
0,350
0,408
0,460
0,335
0,378
0,423
0,466
0,508
0,546
0,382
0,432
0,489
0,562
-
“Батресс”
с нормальс уменьшенным наружным наружным диаметным диаметром муфт
ром муфт
5
0,152
0,170
0,192
0,221
0,190
0,220
0,264
0,228
0,249
0,291
0,330
0,291
0,350
0,409
0,460
0,335
0,380
0,424
0,466
0,508
0,546
0,382
0,432
0,490
0,562
-
192
6
0,151
0,167
0,191
0,220
0,188
0,218
0,262
0,226
0,247
0,289
0,328
0,285
0,345
0,403
0,454
0,333
0,375
0,419
0,462
0,503
0,542
0,376
0,427
0,484
0,556
-
Безмуфтовые трубы “Экстрем лайн”
с норс уменьмальшенным
ным
наружннаружым дианым
метром
диамуфт
метром
муфт
7
8
0,220
0,263
0,226
0,226
0,249
0,248
0,290
0,289
0,330
0,328
0,346
0,345
0,404
0,403
0,455
0,454
0,333
0,332
0,376
0,376
0,420
0,419
0,463
0,462
0,506
0,504
0,544
0,543
0,376
0,375
0,426
0,425
0,482
0,482
0,546
0,554
-
Окончание приложения 3.7
1
219
(8 5/8)
245
(9 5/8)
273
(10 ¾)
299
(11 ¾)
340
(13 3/8)
407
(16)
473
(18 5/8)
508
(20)
2
6,71
7,72
8,94
10,16
11,43
12,70
14,15
7,92
8,94
10,03
11,05
11,99
13,84
15,11
15,88
19,05
7,09
8,89
10,16
11,43
12,57
13,84
15,11
16,51
17,78
19,05
8,46
9,52
11,05
12,42
8,38
9,65
10,92
12,19
13,06
13,97
15,44
18,26
9,52
11,13
12,57
16,66
18,16
11,05
3
0,355
0,404
0,464
0,522
0,464
0,519
0,579
0,469
0,580
0,657
0,734
0,801
0,876
0,947
0,606
0,678
0,779
0,869
0,686
0,784
0,881
0,977
1,042
0,933
1,079
1,212
1,257
4
0,467
0,525
0,584
0,643
0,710
0,524
0,582
0,636
0,686
0,782
-
5
0,467
0,525
0,584
0,643
0,710
0,523
0,582
0,635
0,686
0,782
0,584
0,660
0,736
0,804
0,879
0,952
0,682
0,782
0,872
0,788
0,884
0,981
1,045
1,083
1,215
1,273
6
0,457
0,515
0,575
0,634
0,700
0,512
0,571
0,625
0,675
0,772
0,571
0,648
0,724
0,791
-
7
0,460
0,517
0,576
0,635
0,701
0,574
0,626
0,675
0,772
0,655
0,732
0,799
0,874
-
8
0,459
0,515
0,575
0,634
0,699
0,572
0,674
0,674
0,770
-
11,13
12,70
16,13
1,357
1,540
1,932
1,364
1,546
1,937
1,361
1,543
1,934
-
-
-
193
3.8 Коэффициент снижения прочности резьбовых соединений отечественных труб с треугольной резьбой по ГОСТ 632 – 80
Диаметр
трубы,
мм
114,3
127,0
139,7
146,1
168,3
177,8
193,7
219,1
244,5
273,1
298,5
323,9
339,7
351,0
377,0
406,4
426,0
473,1
508,0
Группа прочности
Д
К
Е
Л
М
Р
0,030
0,034
0,038
0,040
0,046
0,050
0,054
0,066
0,074
0,084
0,095
0,106
0113
0122
0135
0,137
0,160
0,168
0,183
0,023
0,026
0,029
0,030
0,035
0,038
0,042
0,050
0,054
0,064
0,072
0,080
0,086
0,092
0,102
0,104
0,122
0,128
-
0,020
0,023
0,025
0,027
0,031
0,033
0,037
0,044
0,050
0,057
0,064
0,072
0,076
0,082
0,090
0,093
0,108
-
0,017
0,020
0,022
0,023
0,027
0,029
0,032
0,037
0,042
0,048
0,054
0,060
0,064
0,069
0,077
-
0,014
0,017
0,019
0,020
0,023
0,025
0,027
0,032
0,036
0,041
0,046
0,052
0,055
0,060
-
0,012
0,014
0,015
0,016
0,019
0,020
0,022
0,027
0,030
0,034
0,038
0,043
0,045
-
194
3.9 Коэффициент снижения прочности гладкого тела трубы
Диаметр
трубы,
мм
114,3
127,0
139,7
146,1
168,3
177,8
193,7
219,1
244,5
273,1
298,5
323,9
339,7
351,0
377,0
406,4
426,0
473,1
508,0
Группа прочности
Д
К
Е
Л
М
Р
0,028
0,031
0,034
0,035
0,041
0,043
0,047
0,053
0,059
0,066
0,072
0,078
0,082
0,085
0,091
0,098
0,103
0,114
0,122
0,021
0,023
0,026
0,027
0,031
0,033
0,036
0,040
0,045
0,050
0,055
0,059
0,062
0,064
0,069
0,074
0,078
0,087
0,093
0,019
0,021
0,023
0,024
0,028
0,030
0,032
0,036
0,041
0,046
0,050
0,054
0,057
0,059
0,063
0,068
0,071
0,079
0,085
0,016
0,018
0,020
0,021
0,024
0,025
0,027
0,031
0,034
0,038
0,042
0,046
0,048
0,050
0,053
0,057
0,060
0,067
0,072
0,014
0,016
0,017
0,018
0,021
0,022
0,024
0,027
0,030
0,033
0,036
0,040
0,042
0,043
0,046
0,050
0,052
0,058
0,062
0,011
0,012
0,013
0,014
0,016
0,017
0,019
0,021
0,024
0,026
0,029
0,031
0,033
0,034
0,036
0,039
0,041
0,046
0,049
195
Приложение 4
ХАРАКТЕРИСТИКА РЕАГЕНТОВ ДЛЯ РЕГУЛИРОВАНИЯ
СВОЙСТВ ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ
Добавка реагентов, % от
Примечание
массы цемента
1
2
3
4
Ускорители сроков схватывания и твердения
Хлорид кальция
Положительные температуры
2
Отрицательные темпера2-8
Разжижает цемент0
туры до минус 10 С
ные растворы,
уменьшает преНаружные отрицатель- 18 (используется
дельное напряженые температуры, до как антифриз)
ние сдвига
минус 25 0С
Крепление скважин в До насыщения
пластах АС1, КС1, МС12
Хлорид натрия и хло- Положительные темперид калия
ратуры
2
Отрицательные температуры до минус 10 0С
1-4
Несколько разжижает цементные
Наружные отрицатель- 15 (используется
растворы
ные температуры, до как антифриз)
0
минус 20 С
Крепление скважин в До насыщения
соленых пластах
Углекислый калий (по- Положительные темпеташ)
ратуры
0,5 - 2
Для предотвращеОтрицательные темперания быстрого схватуры до минус 10 0С
2-5
тывания вводят замедлители
Наружные отрицатель- 20 (используется
ные температуры, до как антифриз)
минус 25 0С
Углекислый натрий
Положительные темпеПри добавках 0,5-1
ратуры до 130 0С
1-5
– замедлитель. Пластифицирует смеси
с гипаном и ПАА
Сернокислый натрий и Положительные темпесернокислый калий
ратуры
1-6
Нитрат кальция (НК)
Положительные температуры
1-3
Нитрат натрия (НН)
Отрицательные температуры до минус 10 0С
2-10
Нитрит-нитрат кальция Наружные отрицатель- 15 (используется
(ННК), нитрит-нитрат- ные температуры до ми- как антифриз)
сульфат натрия
нус 20 0С
(ННСН),
Нитрат кальция с мочевиной (НКМ)
Реагент
Условия крепления
196
Продолжение приложения 4
1
Нитрит-нитрат-хлорид
кальция (ННХК), нитрит-нитрат-хлорид
кальция с мочевиной
(ННХКМ)
2
3
Положительные температуры
1-2
Отрицательные температуры до минус 10 0С
2-8
Наружные отрицатель- 15 (используется
ные температуры, до как антифриз)
минус 20 0С
Едкий натр
Положительные температуры
0,3 – 0,8
Отрицательные температуры до минус 10 0С
0,3 – 0,8
Жидкое стекло
Положительные температуры, растворы на ос5 – 15
нове шлаков и зол
Меласса
Положительные температуры
0,1 – 1,0
Триэтаноламин
Положительные темпе- В расчете на саратуры
харозу
Сульфаниловая кислота Положительные температуры
0,4 – 1,0
Мочевина (карбамид)
Положительные температуры
0,1 – 1,0
Отрицательные температуры
15
Замедлители сроков схватывания и твердения
Температура до 50 0С
0,1 – 0,2
Сульфатно-дрожжевая
бражка (СДБ)
Температура до минус
50 0С
0,2 – 0,6
Конденсированная ССБ Температура до 200 ºС
(КССБ)
0,1-7
Окзил
Хромпик
0,1 - 3
Температуры до 200 0С
Температуры от +75 до
+250 0С
197
0,1 – 0,5
4
Уменьшает прочность цементного
камня
Пластифицирует
цементный раствор
Хорошо пластифицирует цементные
растворы
При дозировке выше 0,5 сильно вспенивается и снижает
прочность цементного камня
Хорошо пластифицирует тампонажные растворы и понижает их водоотдачу. При приготовлении растворов
пенится.
То же
Разжижает смеси,
применяется
совместно с другими
реагентами: КМЦ;
гипаном, СДБ
Продолжение приложения 4
1
2
Синтетическая винная Температуры до 200 0С
кислота (СВК)
Гидролизованный по- Температуры до 160 0С,
лиактил-онитрил (ги- а совместно с хромпиком
пан)
до 200 0С
3
0,05 – 0,5
0,1 –1,0
Триоксиглутаровая
кислота (ТОГК)
Температуры до 250 0С
0,05 – 0,5
Карбоксиметилцеллюлоза
Температуры до 130 0С,
а совместно с хромпиком
до 160-180 0С
0,2 – 2,0
Борная кислота
Л-7
Температуры до 130 0С,
а совместно с СВК до
200 0С
0,08 – 0,25
Температуры до 150 0С
1,5 – 2,0
Малеиновый ангидрит Температуры до 150 0С
(МА)
0,2 – 1,0
Нитролигнин и нитро- Температуры до 150 0С
лигнин сульфированный
0,2 – 1,0
198
4
Дозировка повышается с увеличением
температуры,
замедляет схватывание при: 1000С до
5-6 ч.;
1500С до 3-4 ч;
1800С до 1-2 ч
Дозировка увеличивается с повышением температуры.
Сильно понижает
водоотдачу. Применяется в основном со шлаковыми
цементами, при поглощениях
Дозировка увеличивается с повышением температуры.
Сильно понижает
водоотдачу.
Обладает
повышенной стойкостью
в присутствии катионов
кальция,
пониженным рН и
малой солестойкостью.
Сильно
уменьшает водоотдачу
Повышает
прочность цементного
камня. Цементы с
тонкодисперсными
добавками
Дозировка увеличивается с ростом
температуры
То же
Снижает вязкость и
водоотдачу
Продолжение приложения 4
1
Нейтрализованный
черный
контакт
(НЧК) или контакт
черный нейтрализованный
рафинированный (КЧНР)
Эпоксидные смолы
Поливинилацетатная
эмульсия
Фурфурол
2
Температуры до 750С
при требовании одновременной подачи
пенообразователей и
применения гипсоцементных вяжущих
Твердение
тампонажных растворов в
условиях пониженных температур при
особых требованиях
к плотности и прочности
цементного
камня
То же
Температуры
1000С
до
Декстрин и модифи- Температуры
до
0
цированный крахмал 150 С при требовании понижения водоотдачи тампонажных
растворов
Гексаметафосфат
Температуры до 80натрия, пирофосфат 900С при требовании
натрия
разжижения тампонажного раствора
Карбамид (мочевина) Температуры 50-80
0
С
Хлористый натрий
Температуры 20-60
0
С, солевые пласты
Винные дрожжи
3
0,1 - 10
Существенно повышают плотность и
прочность цементного камня
1,3 – 5,0
1,0 – 1,0
То же
0,1 – 1,0
Дозировка увеличивается с повышением
температуры и в зависимости от требуемого замедляющего
эффекта
То же
0,2 – 1,0
То же
0,1 – 1,0
0,1 – 1,0
8 - 10
Температуры до 130
0
С, портландцементы
3,0
Регуляторы реологических свойств
С-3, продукт взаимо- Уменьшение вязкодействия формальде- сти и предельного
гида с нафталино- напряжения сдвига
ксисулькислотами
при температурах 050 0С. уменьшение в
водопотребности
в
0,3 – 0,8
несколько раз
199
4
Незначительно пластифицирует тампонажные растворы
При
температурах
ниже 50 0С действует
как ускоритель
По мере увеличения
дозировки разжижается раствор, увеличивается плотность
цементного камня
Пластифицирует.
Снижает водоотдачу
Суперпластификатор,
выпускается в опытном порядке. Возможность применения при высоких
температурах не исследована. В преде
Продолжение приложения 4
1
2
3
10-03,
меламиноТо же
формальдегидные
смолы
СульфитнодрожжеТемпературы до 150 0С,
вая бражка (СДБ)
возможность загустевания тампонажных растворов, необходимость
снижения В/Ц с целью
повышения плотности
цементного камня
Конденсированная
То же
ССБ (КССБ)
0,3 - 0,6
Уменьшает вязкость
и предельное напряжение сдвига, замедляет схватывание и
твердение, понижает
водоотдачу
0,1 – 1,0
0,1 – 7,0
Окзил
ГИФ-1
Гексаметафосфат
То же
Необходимость снижения В/Ц для повышения
плотности цементного
камня
Температуры до 100 0С,
необходимость турбулизации потока раствора
Д-4 и Д-12 синтети- Температуры до 100 0С,
ческие дубителя
необходимость снижения В/Ц для повышения
цементного камня
Нитролигнин и суль- Температуры до 150 0С,
фированный нитро- необходимость пластилигнин
фицировать растворы
Полифенол лесохи- Температуры до 150 0С
мический (ПФЛХ)
(предположительно до
100 0С), необходимость
пластифицировать растворы
Бура
Температуры до 150 0С
200
4
лах дозировок не
нарушаетрушает гидратационных процессов
То же
0,1 – 3,0
0,1
0,1 – 1,0
Уменьшает предельное
напряжение
сдвига в 5-10 раз,
вязкость в 1,5 раза,
снижает водоотдачу
То же
Вызывает пенообразование,
замедляет
твердение
Снижает предельное
напряжение сдвига
до 4 раз, вязкость до
2, замедляет схватывание
0,3 – 0,7
0,2 – 1,0
0,1 – 0,3
0,3 – 1,0
Снижает предельное
напряжение сдвига
до 6 раз и незначительно вязкость, замедляет схватывание
Замедляет схватывание и твердение,
снижает предельное
напряжение сдвига
до 2 раз и пенообразование
Снижает предельное
напряжение сдвига
до 11 раз, замедляет
схватывание
Продолжение приложения 4
1
Винная кислота
2
Температуры до 200
0
С
3
0,5 – 1,0
Гипан
Температуры до 180
0
С
0,5 – 1,0
Декстрин
Температуры до 150
0
С
0,2 – 1,0
Смола
омыленная Температуры до 75
0
водорастворимая
С
ВЛХК
0,1 – 0,3
Пластификатор дреТо же
весно-цековый строительный ЦНИПС-1
Жидкости
крем- Температуры до 75
0
нийорганические
С
ГКЖ-11,
ГКЖ-10,
АСМР
0,05– 0,10
Хромпик
Температуры до 200
0
С
0,15 – 0,5
Полимерный реагент Температуры до 75
0
ВРП-1
С
Мочевина (карбамид) Температуры 50 – 80
0
С
Пластификатор ади- Температуры до 75
0
пиновый ПАЩ-1
С
0,02– 0,08
201
0,1 – 0,5
0,1 – 1,0
0,1 – 1,0
4
Снижает предельное
напряжения сдвига
до 30 раз, несколько
увеличивает
вязкость. Сильный замедлитель схватывания и твердения
Снижает предельное
напряжение сдвига
до 7,5 раза, увеличивает вязкость в 1,53,5 раза, уменьшает
водоотдачу
Снижает предельное
напряжение сдвига
при ламинарном течении в 3,5 раза, при
турбулентном – на 25
%
Вызывает пенообразование, без пеногасителей не рекомендуется
То же
Ускоряют твердение
и схватывание, увеличивают прочность
и плотность цементного камня
пластифицирует тампонажные растворы,
замедляет схватывание.
Применяется
преимущественно с
СДБ, КССБ, КМЦ,
гипаном, СВК
Вызывает пенообразование
Замедляет схватывание и твердение
Вызывает пенообразование. При недостаточной дозировке
снижает прочность
цементного камня
Продолжение приложения 4
1
Синтетическая
поверхностно-активная
добавка (СПД)
Полиоксиэтилен
Гидролизованный
полиакрилонтрит
(гипан)
Карбоксиметилцеллюлоза
Бентонитовая глина
КССБ
2
То же
3
0,2 – 0,3
Реагенты-понизители водоотдачи
Температуры до 75 0С
0,1 – 0,6
Температуры 75-160 0С,
поглощающие пласты,
портландцементы и шлаковые цементы
Температуры 75-160 0С,
поглощающие пласты,
обычные, а также облегченные растворы с добавками бентонита, диатомита, пемзы и шлаковые растворы
Температуры до 200 0С,
седиментационная стабилизация
цементных
растворов с грубодисперсными
добавками,
поглощающие пласты
Температуры 75-130 0С,
поглощающие пласты,
загустевание раствора
202
0,1 – 1,5
0,5 - 2
4
Вызывает пенообразование
Возможность применения при высоких температурах не исследована
Водоотдача снижается
в 4 раза, замедляется
схватывание, раствор
разжижается. При малых дозах (0,1-0,5 %)
наблюдается загустевание портландцементных растворов. Часто
применяется совместно
с хромпиком (0,1-0,3
%) и бентонитовой
глиной (10-15 %). В
качестве
ускорителя
используется кальцинированная и каустическая сода. Гипан с
хромпиком применяется до 200 0С
КМЦ-350 – до 130 0С;
КМЦ-500– до 140 0С,
КМЦ-600 – до 160 0С.
Замедляется схватывание. Для шлаковых цементов при высоких
температурах
оптимальной является добавка 1,5 % КМЦ и 1520 % бентонита
Водоотдача снижается
до 4 раз и до 10 раз в
комбинации с 1 % гипана
10 - 25
1,0 – 2,0
Водоотдача снижается
до 7 раз и до 20 раз в
комбинации с 0,1-0,2 %
ПАА+ 0,2 %
Окончание приложения 4
1
Нитролигнин
Полиакриламид
ПАА
Окзил
2
3
Температуры до 150
0
С,
поглощающие
пласты
Температуры до 100
0
С,
поглощающие
пласты
0,1 – 1,5
0,2 – 0,5
Температуры до 130
0
С,
поглощающие
пласты
0,1 – 3,0
Температуры не более 75 0С, поглощающие пласты
0,6 – 1,0
Полифенол лесохимический (ПФЛХ)
То же
0,1 –1,5
Метакриловый сополимер (метас)
То же
Метилцеллюлоза
(МЦ)
К-4
То же
0,1 – 1,0
То же
1,0 – 2,0
Поливиниловый
спирт
0,2 – 2,0
Модифицированный Температуры до 150
0
крахмал
С
203
0,2 – 1,5
4
КССБ. Замедляется
схватывание, увеличивается пластификация
Водоотдача снижается до 5 раз.
Водоотдача снижается в 10-40 раз. Замедляется схватывание,
уменьшается
подвижность раствора
Водоотдача снижается до 7 раз. Замедляется
схватывание,
соответственно
уменьшается
предельное напряжение
сдвига. При сильном
замедлении схватывания применяются
ускорииели
Водоотдача
уменьшается до 10-3 см3.
Замедляется схватывание при верхних
пределах дозировки
Водоотдача снижается в 4-5 раз. Разжижается раствор. Замедляется схватывание
Замедляется схватывание, уменьшается
подвижность раствора
Водоотдача
уменьшается в 2,5 – 3 раза
Водоотдача снижается в десятки раз
Температуры до 100
0
С,
поглощающие
пласты
Приложение 5
ПЕРЕВОД ЕДИНИЦ СИСТЕМЫ СИ В ЕДИНИЦЫ МКГСС
Единицы
Величина
Масса
СИ
Наименование
килограмм
Обозначение
кг
Метрические
ОбозНаименование
начение
Соотношение
1кг  0.102
кгс  с 2
м
-
1
Сила,
вес,
натяжение
ньютон
Плотность
Килограмм
на кубический метр
кг/ м
Вес
единицы
длинны
трубы
Ньютон на
метр
Н/ м
Удельный вес
Ньютон на
кубический
метр
Н
килограмм
1Н 
кгс
кгс  с 2
м
кгс  с 2
 9,80665кг
м
кг  м
1

кгс  0,102кгс
2
9,80665
с
1кгс  9,80665Н
3
кгс  с
м4
-
3
килограмм на
метр
Н/ м 3
килограмм на
кубический
метр
2
1кг / м 3  0,102
кгс  с 2
м4
кгс  с 2
1
 9,80665н / м 3
4
м
1Н / м  0,102кгс / м
кгс/м
1кгс / м  9,80665Н / м
1Н / м 3  0,102кгс / м 3
кгс/ м 3
1кгс / м 3  9,80665Н / м 3
1Па  1Н / м 2  1,02  10 5 кгс / см 2 
 1,02  10 1 кгс / см 2
Давление,
напряжение
1МПа  10 6 Па  1,02  10кгс / см 2 
паскаль
Па
килограмм на
квадратный
метр
2
кгс/ м
 1,02  10 5 кгс / м 2
1кгс / см 2  9,80665  10 2 МПа
1кгс / м 2  9,80665 Па 
9,80665 x10 6 МПа
Момент
силы
ньютонметр
Н м
килограммометр
204
кгс  м
1Н  м  0,102кгс  м
1кгс  м  9,81Н  м