Техническое задание
на проведение запроса предложений №330-УБс/2013
1.Заказчик - ООО «Газпром бурение».
Месторасположение эксплуатационных скважин: РФ, республика Саха (Якутия), Ленский район.
В административном отношении Чаяндинский лицензионный участок расположен на территории Ленского
административного района Республики Саха (Якутия) в 150 км западнее г. Ленска и в 180 км юго-западнее г. Мирный. На
территории участка населенные пункты отсутствуют.
Основная транспортная магистраль: круглогодичная автодорога Ленск-Мирный, протяженностью 230 км. Ближайший
речной порт: Ленск. Подъездные пути на месторождении к скважинам – сезонные.
Ближайшая ж.д. станция: Лена ВСЖД, в 950 км вверх по р. Лена до порта Осетрово.
Назначение скважин – эксплуатация продуктивных нефтегазовых ботуобинских отложений.
Период проведения работ – май 2014года.
2.Конструкция скважин
2.2.1 Обоснование конструкции скважины
Таблица 2.2.1 – Обоснование конструкции
Наименование
колонн
Диаметр
колонн, мм
Глубина
спуска, м
Назначение обсадных колонн, обоснование выбора
секционности, глубины спуска колонны и способа цементирования
1 Направление
426
60
Служит для обвязки устья скважины с циркуляционной системой
2 Кондуктор
324
450
Спускается для перекрытия неустойчивых и многолетнемерзлых пород с
обязательной установкой башмака кондуктора в плотные глины и с целью
оборудования устья ПВО.
3 Промежуточная
(эксплуатационная)
колонна
245
1840
Для перекрытия трещиноватых, склонных к поглощению горизонтов. На колонну устанавливается ПВО.
4 Хвостовик
168
1690 - 1910
Спускается с целью исследования и испытания, перспективных
ботуобинских горизонтов на газ и нефть. Обсадная колонна спускается на
бурильных трубах, цементируется на всю длину. В комплект оснастки
хвостовика входит комплекс оборудования для сплошного цементирования
168/245 2)
5 Хвостовик-фильтр
бокового пласта,
ФБ-168 с заглушками
168
1391 – 1860 (2344), Спускается с целью эксплуатации ботуобинских отложений. Обсадная
колонна спускается на бурильных трубах. В комплект оснастки хвостовика
1850-1860
входит комплекс оборудования для манжетного цементирования 168/245 2).
(2044 – 2344)
Цементируется в интервале от заколонного пакера ПГМЦ до головы
хвостовика.
Примечания
1 В скобках глубины по стволу.
2 Комплекс оборудования должен обеспечивать спуск, цементирование, подвеску и герметизацию хвостовика диаметром 168 мм. Иметь
возможность гидравлического и механического способа разъединения от транспортировочной колонны, защиту от преждевременного срабатывания.
Обеспечивать, в случае выявления негерметичности, возможность герметичного наращивания хвостовика с сохранением проходного канала.
3 Глубина спуска колонн уточняется исходя из горно-геологических условий в точке ее заложения по результатам геофизических исследований
и методов в процессе строительства скважин, в том числе с учетом профиля скважин.
4 По результатам бурения и исследования вертикального ствола принять решение о целесообразности и необходимости бурения
горизонтального ствола.
2.2.2 Совмещенный график давлений
Рисунок 2.2.1 - Совмещенный график давлений
2.2.3 Характеристика конструкции скважин
Таблица 2.2.2 – Характеристика конструкции скважины
Наименование
колонн
Интервал
спуска,
м
Диаметр
колонн,
мм
Нормативные
документы на
изготовление
Тип
резьбового
соединения
Тип
тампонажного
раствора
Интервал
подъема
тампонажного
раствора, м
Плотность
тампонажного
раствора,
кг/м3
1
2
3
4
5
6
7
8
Направление
0-60
426
ТУ 14-158-121-2005
Батресс
ЦТРО (Арм)
0-60
1500
Кондуктор
0-450
324
ТУ 14-3Р-82-2005
ТМК FMC
(TTL-01)
ЦТРC-50 (Арм)
ЦТРО (Арм)
450 - 250
250 - 0
1840
1500
0 – 1840
245
ТУ 14-3Р-82-2005
ТМК FMC
ЦТКС (Арм)
1840 – 1390
1790
ЦТРО (Арм)
1390 – 0
1520
Промежуточная
(эксплуатационная)
колонна
Хвостовик
1690 – 1910
168
ТУ 14-3Р-82-2005
ТМК GF
ЦТКС (Арм)
1690 – 1910
1790
Хвостовик-фильтр
бокового ствола
1391 – 1860
(2344)
168
ТУ 14-3Р-82-2005
ТМК GF
ЦТКС (Арм)
1391-1850
(2044)
1790
Примечания:
1) Подвесные устройства закупаются после проведения конкурса на их поставку
2) Подвеска хвостовика должна обеспечивают герметизацию пространства между промежуточной (эксплуатационной) колонной и
хвостовиками, имеют конструкцию позволяющую осуществить спуск и стыковку дополнительного устройства герметизации пространства
между промежуточной (эксплуатационной) колонной и хвостовиками, обеспечивать механическое и гидравлическое разъединение
транспортной колонны и защиту от преждевременного срабатывания. В состав подвески должны входить узел пакера для герметизации,
узел якоря для закрепления эксплуатационного хвостовика в промежуточной (эксплуатационной) колонне.
2.3 Расчет проектного профиля
Исходные данные
Глубина скважины (по вертикали), м
Глубина забуривания наклонного участка, м
Глубина залегания кровли продуктивного пласта (по вертикали), м
Отклонение от вертикали на кровле продуктивного пласта, м
Длина ствола по продуктивному пласту, м
Зенитный угол ствола скважины в конце участка искривления
Интенсивность изменения зенитного угла скважины, /10 м
1860,0
1541,13
1850,0
328
300
88,09
1,86
0,00
Таблица 2.2.3 - Результаты расчета
8.2
Интервал по вертикали, м
от
до
Зенитный угол
длина
В нача- в конце
ле ин- интертервала
вала
1391,00
0,00
0,00
Отклонение, м
средний
за интервал
0,00
0,00
за интервал
общее
Глубина
скважины
по длине
ствола, м
0,00
0,00
0,00
1391,00
общее
Удлинение, м
0,00
1391,00
1391,00
1541,13
150,13
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
1541,13
1541,13*
1849,00
307,87
0,00
88,09
44,04
297,76
297,76
165,71
165,71
2014,71
1849,00
1850,00
1,00
88,09
88,09
88,09
29,93
327,69
28,95
194,66
2044,66
1850,00
1860,00
10,00
88,09
88,09
88,09
299,30
626,99
289,47
484,13
2344,13
Примечания
1 * - глубина зарезки;
2 Интервал спуска хвостовика Ø 168 мм – по вертикали 1391 – 1860 м (по стволу 1391,0 – 2344,13 м).
Рисунок 2.3 – Проектный профиль скважин
2.4 Подготовительные работы к бурению скважины
Таблица 2.4.1 – Подготовительные работы
Наименование работ
1
Проверка качества строительно-монтажных работ, опробование оборудования,
укомплектование бурового инструмента, долот, труб обсадных для кондуктора,
бурильных труб и т. д., оснастка талевой системы, монтаж и опробование объектов
малой механизации, сборка и подвеска ведущей трубы, строительство шахтного
направления размером 1×1×1, обеспечение необходимого запаса воды, глины,
химреагентов для приготовления раствора для забурки скважины, запаса ГСМ.
Единицы
измерения
2
Количество
Источник
нормы
4
сутки
2,6 - 3
[2]
2.5 Буровые растворы
2.5.1 Обоснование плотности буровых растворов
Плотности бурового раствора приняты, исходя из условия обеспечения безаварийной
проводки стволов скважины.
При бурении интервала под направление и кондуктор 0 – 450 м плотность бурового
раствора в соответствии с п. 2.7.3.5 ПБ 08-624-03 должна быть не более 1100 кг/м3. С целью
предупреждения размыва устья скважины в верхней части интервала, теплоэрозионного
разрушения стенок скважины, возникновения прихватов связанных с набуханием глинистых
пород, а также учитывая опыт строительства разведочных скважин, бурение интервала под
кондуктор, предусматривается осуществлять на буровом растворе плотностью – 1080-1100
кг/м3 .
Вскрытие интервала под промежуточную колонну осложнено наличием значительных
отложений каменной соли (в интервале до 1500 м), пропластков с минерализацией воды
порядка 300 мг/л. Для предупреждения размыва стенок скважины и образования каверн,
обеспечения устойчивости стенок скважины применяется соленасыщенный (до 260 г/л по NaCl)
полимерглинистый буровой раствор. Максимальное насыщение солью бурового раствора
определяет его плотность 1240 кг/м3 .
Ботуобинский продуктивный горизонт сложен породами с высокой проницаемостью и
характеризуется низким пластовым давлением (Ка = 0,74). Соленосные отложения в интервале
отсутствуют. Для сохранения ФЕС пласта и предупреждения поглощения бурового раствора
необходимо создание прочной низкопроницаемой фильтрационной корки. Для решения данной
задачи применяется минерализованный буровой раствор кольматирующей составляющей
которого является разнофракционный молотый мрамор МР-4 и слюдяной кольматирующий
наполнитель КФ 1-5 Ц, обеспечивающие создание прочного низкопроницаемого экрана.
Добавки кольматирующих наполнителей определяют плотность бурового раствора
в
максимальных значениях 1120 кг/м3 . В условиях низких пластовых температур и давлений
возникает опасность при вызове притока возникновения гидратообразования в коллекторе. Для
предотвращения данного явления предусматривается искусственная минерализация бурового
раствора применяемого для вскрытия продуктивного горизонта, до плотности 1180 . кг/м3.
В таблице 2.5.1. приведен расчет плотностей бурового раствора и давлений
гидроразрыва породы.
В таблице 2.5.1. Расчет плотностей бурового раствора и давлений гидроразрыва породы
Интервалы
бурения,
м
0-450
450-1840
1840-1910
Пластовое
давление,
МПа
Расчетная, принятая
плотность бурового
раствора, кг/м3
4,14
13,23
14,8
мин
1030
1100
790
макс
1100
1240
1180
Гидростатическое
давление столба
бурового раствора,
МПа
мин
макс
4,5
4,9
14,5
22,3
15,5
21,3
Давление
гидроразрыва
пород,
МПа
6,26
24,4
46,0
По результатам полученных расчетов можно сделать вывод, что при использовании буровых
растворов с принятыми плотностями выполняется условие не допущения гидроразрыва пород
2.5.2 Тип и технологические параметры бурового раствора
Таблица 2.5.2 - Тип и технологические параметры бурового раствора
Тип
бурового
раствора
Интервал
бурения, м
от
до
(верх) (низ)
Плотность,
3
кг/м
Условная
вязкость,
c
Показатель
фильтрации
по ВМ-6,
см3/30мин
1
2
3
4
5
6
полимерглинистый
0
60
1100
80-н/т
полимерглинистый
60
Корка,
мм
Коэффициент
трения
глинистой
корки,
по ФСК
СНС,
дПа
1
мин
рН
10
мин
Реологические
Содерпараметры
жание
пласти- динамТФ,
ическое
ческая
%
напряжевязкость,
ние
мПа × с
сдвига,
дПа
12
13
14
Cодержание
песка,
%
10
11
8-10
7
8
9
При бурении под направление
<1.0
20-60
 0.3
15
40-120
8-9
10-25
60-100
6-10
2-3
450 1080-1100 60-н/т
6-8
При бурении под кондуктор
< 1,0
20-60
 0,3
40-120
8-9
14-25
60-100
6-10
2
8-9
12-25
60-140
5-10
1
минерализ
ованный
450
1840
1240
25-45
При бурении под промежуточную колонну
6-7
10-30 15-40
 1,5
 0,25
минерализ
ованный
1840
1910
1180
25-45
При бурении под эксплуатационную колонну
0,5-1,0
10-30 15-40
2
 0,25
8-9
10-20
80-140
 26
1
минерализ
ованный
1541
2015
1180
30-55
2
При бурение под бокового ствола
0,5-1,0
10-30 20-50
 0,25
8-9
12-25
80-140
-
1
30-55
При бурение под хвостовик бокового ствола
0,5-1,0
10-30 20-50
2
 0,25
8-9
12-25
80-140
-
1
минерализ
ованный
2015
2344
1180
Окончание таблицы 2.5.2
Примечания 1 В случае вскрытия водопроявляющего горизонта (таликов) или газогидратной залежи при бурении под кондуктор предусмотреть
возможность оперативного увеличения плотности раствора до 1260 кг/м3 с использованием утяжелителя;
2 С целью профилактики потерь бурового раствора при бурении проницаемых песчаных пород обработка раствора кольматирующими
добавками типа КФ1-5Ц обязательна;
3 Содержание твердой фазы утяжеленного бурового раствора указано без учета количества утяжелителя;
4 Допускается в процессе бурения изменение плотности бурового раствора согласно требованиям п.2.7.3.7 ПБ 08-624-03. При
корректировке плотности бурового раствора следует учитывать гидродинамические колебания забойного давления при промывке и
спускоподъемных операциях.
Таблица 2.5.2.1 – Периодичность контроля параметров промывочной жидкости
Параметр
При нормальных условиях
При осложнении скважины и вскрытии напорного
пласта не реже 1 раза за
Плотность
30 минут
5 – 15 минут
Условная вязкость
30 минут
5 – 15 минут
Водоотдача
1 час
1 час
Толщина корки
1 час
1 час
СНС
1 час
1 час
2.5.3 Рецептура обработки и потребность в компонентах бурового раствора
Таблица 2.5.3 - Рецептура обработки и потребность в компонентах бурового раствора
Интервал
бурения, м
Объем
раствора, м3
Наименование
химреагентов
и материалов
Нормативные
документы на изготовление
Цель применения реагента
Норма
расхода,
т/100 м3
1
2
3
4
5
Потребность
компонентов, тонн
всего
кроме
того, запас
на
скважину
6
7
При бурении под направление
0-60
Vобщий=84 м3
Vскв=19 м3
Vемк.=40 м3
Vпотер=25 м3
Бентонитовый
глинопорошок (типа
ПБМБ)
Сода кальцинрованная
ТУ 2164-022-56864391-2010
Приготовление глинистой
суспензии
8.0
7,0
1,50
ГОСТ 5100-85
0,3
0,2
0,06
Сода каустическая
ПАЦ –В (КМЦ-9В)
ГОСТ 2263-79
ТУ 2231-033-97457491-2010
0,2
0,5
0,2
0,4
0,04
0,10
Микромрамор МР-4
ТУ 5716-003-52817785-03
Повышение выхода глинистого
раствора
Регулятор рН
Повышение вязкости и
взвешивающей способности
бурового раствора
Кольматация пор коллектора
6,0
5,0
1,10
Продолжение таблицы 2.5.3
1
2
3
4
5
6
7
22,0
7,00
0,4
1,1
0,40
0,2
0,6
0,18
0,3
0,1
0,9
0,3
0,26
0,09
0,7
2,0
0,62
0,2
0,2
1.0
0,6
0,6
2,8
0,18
0,18
0,88
1.0
2,8
0,88
При бурении под кондуктор
60-450
Vобщий=278 м3
Vскв=88 м3
Бентонитовый
глинопорошок (типа
ПБМА, ПБМБ)
Сода кальцинрованная
Vемк.=80 м3 Сода бикарбонат
Vпотер=150 м3
Vповтор=40 м3 Сода каустическая
ТПФН
ТУ 2164-022-56864391-2010
Приготовление глинистой
суспензии
ГОСТ 5100-85
Повышение выхода глинистого
раствора
Регулятор рН и жесткости
бурового раствора
Регулятор рН
Снижение вязкости забойной
пачки бурового раствора
Повышение вязкости и
взвешивающей способности
бурового раствора
Биополимер
Пеногаситель
Снижение липкости глинистой
корки
Вводится перед спуском
колонны
ГОСТ 2156-76
ГОСТ 2263-79
ГОСТ 13493-86 Е
ПАЦ –В (КМЦ-9В)
ТУ 2231-033-97457491-2010
Биоксан
Пеногаситель
СМЭГ
ТУ 2458-025-97457491-2010
ТУ 2637-023-97457491-2010
ТУ 2458-007-56864391-2007
СМЭГ
ТУ 2458-007-56864391-2007
8,0
Продолжение таблицы 2.5.3
1
2
450-1840
Vобщий=419 м3
Vскв=169 м3
Сода кальцинрованная
Сода каустическая
Микромрамор МР-4
Vемк.=120 м3 Хлористый натрий
Vпотер=230 м3 ПАЦ –В (КМЦ-9В)
Vповтор=100
м3
Крахмал
Биоксан
ГЭЦ (сульфацелл,
натросол)
ФХЛС
Пеногаситель
Бактерицид "Remacid"
СМЭГ
СМЭГ
3
4
При бурении под промежуточную колонну
ГОСТ 5100-85
Повышение выхода глинистого
раствора
ГОСТ 2263-79
Регулятор рН
Кольматация пор коллектора
ТУ 5716-003-52817785-03
ГОСТ 4233-77
ТУ 2231-033-97457491-2010
Регулятор ионной силы
Повышение вязкости и
взвешивающей способности
бурового раствора
ТУ 2458-031-97457491-2010 Снижение показателя
фильтрации
ТУ 2458-025-97457491-2010 Биополимер
ТУ 2231-013-32957739-01 (по Гидроксиэтилцеллюлоза
спецификации производителя)
ТУ 2454-028-97457491-2010 Понизитель вязкости
ТУ 2637-023-97457491-2010 Пеногаситель
Бактерицид
ТУ 2484-004-22427740-03
ТУ 2458-007-56864391-2007 Снижение липкости глинистой
корки
ТУ 2458-007-56864391-2007 Вводится перед спуском
колонны
5
6
7
0,4
1,70
0,70
0,3
3,0
1,30
13,0
0,51
5,10
35,0
0,3
147,0
1,30
59,0
0,51
1,5
6,30
2,54
0,5
0,6
2,10
2,60
0,85
1,01
0,3
0,1
0,1
2,0
1,20
0,40
0,40
8,40
0,51
0,17
0,17
3,38
1.0
4,20
1,69
Продолжение таблицы 2.5.3
1
1840-1910
Vобщий=278 м3
Vскв=78 м3
Vемк.=160 м3
Vпотер=140 м3
Vповтор=100
м3
2
Сода кальцинрованная
Сода каустическая
Микромрамор МР-4
Хлористый натрий
Крахмал
Биоксан
ГЭЦ (сульфацелл,
натросол)
Пеногаситель
Бактерицид "Remacid"
СМЭГ
3
4
При бурении под эксплуатационный хвостовик
ГОСТ 5100-85
Повышение выхода глинистого
раствора
ГОСТ 2263-79
Регулятор рН
Кольматация пор коллектора
ТУ 5716-003-52817785-03
ГОСТ 4233-77
Регулятор ионной силы
ТУ 2458-031-97457491-2010 Снижение показателя
фильтрации
ТУ 2458-025-97457491-2010 Биополимер
СМЭГ
ТУ 2231-013-32957739-01 (по
спецификации производителя)
ТУ 2637-023-97457491-2010
ТУ 2484-004-22427740-03
ТУ 2458-007-56864391-2007
(ТУ 2458-003-49472578-07)
ТУ 2458-007-56864391-2007
Полипрон
ТУ 2458-049-97457491-2011
5
6
7
0,4
1,10
0,30
0,2
5,0
20,0
3,0
0,60
14,0
56,0
8,40
0,16
3,90
16,0
2,30
0,4
1,10
0,30
Гидроксиэтилцеллюлоза
0,4
1,10
0,30
Пеногаситель
Бактерицид
Снижение липкости глинистой
корки
Вводится перед спуском
колонны
ПАВ для первичного вскрытия
0,1
0,1
2,0
0,20
0,20
5,60
0,08
0,08
1,65
1,0
2,80
0,78
3,0
8,40
2,30
Продолжение таблицы 2.5.3
1
1541-2015
Vобщий=203 м3
Vскв=83 м3
Vемк.=90 м3
Vпотер=130 м3
Vповтор=100
м3
2
Сода кальцинрованная
Сода каустическая
Микромрамор МР-4
Хлористый натрий
Крахмал
Биоксан
ГЭЦ(сульфацелл,
натросол)
Пеногаситель
Бактерицид "Remacid"
СМЭГ
Полиэколь
3
4
При бурение под хвостовик бокового ствола
ГОСТ 5100-85
Повышение выхода глинистого
раствора
ГОСТ 2263-79
Регулятор рН
Кольматация пор коллектора
ТУ 5716-003-52817785-03
ГОСТ 4233-77
Регулятор ионной силы
ТУ 2458-031-97457491-2010 Снижение показателя
фильтрации
ТУ 2458-025-97457491-2010 Биополимер
ТУ 2231-013-32957739-01 (по
спецификации производителя)
ТУ 2637-023-97457491-2010
ТУ 2484-004-22427740-03
ТУ 2458-007-56864391-2007
(ТУ 2458-003-49472578-07)
ТУ 2458-021-97457491-2010
5
6
7
0,2
0,4
0,17
0,15
10,0
20,0
3,0
0,3
20,0
41,0
6,1
0,13
8,40
16,6
2,52
0,4
0,8
0,34
Гидроксиэтилцеллюлоза
0,4
0,8
0,34
Пеногаситель
Бактерицид
Снижение липкости глинистой
корки
Ингибирующая добавка
0,1
0,2
2,0
0,2
0,4
4,0
0,08
0,17
1,68
0,4
0,8
0,34
Продолжение таблицы 2.5.3
1
2015-2344
Vобщий=348 м3
Vскв=98 м3
Vемк.=60 м3
Vпотер=190 м3
2
Сода кальцинрованная
Сода каустическая
Микромрамор МР-4
Хлористый натрий
Крахмал
Биоксан
ГЭЦ (сульфацелл,
натросол)
Пеногаситель
Бактерицид "Remacid"
СМЭГ
СМЭГ
Полипрон
КФ 1-10 Ц
Полиблок
Полифильтрол
Полиэкспан (ПБС)*
Известь (Са(ОН)2)
Микромрамор МР-4
Хлористый натрий
3
4
При бурение под хвостовик бокового ствола
ГОСТ 5100-85
Повышение выхода глинистого
раствора
ГОСТ 2263-79
Регулятор рН
Кольматация пор коллектора
ТУ 5716-003-52817785-03
ГОСТ 4233-77
Регулятор ионной силы
ТУ 2458-031-97457491-2010 Снижение показателя
фильтрации
ТУ 2458-025-97457491-2010 Биополимер
ТУ 2231-013-32957739-01 (по Гидроксиэтилцеллюлоза
спецификации производителя)
ТУ 2637-023-97457491-2010 Пеногаситель
Бактерицид
ТУ 2484-004-22427740-03
ТУ 2458-007-56864391-2007 Вводится перед спуском
колонны
ТУ 2458-007-56864391-2007 Снижение липкости глинистой
(ТУ 2458-003-49472578-07)
корки
ТУ 2458-049-97457491-2011 ПАВ для первичного вскрытия
Запас реагентов
ТУ 5725-008-56844391-2007
Реагенты для ликвидации
ТУ 2458-037-97457491-2010
поглощений
ТУ 2458-048-97457491-2011
ТУ 2216-024-97457491-2010
ГОСТ 9179-77
(ТУ 5744-001-0012170-2009)
ТУ 5716-003-52817785-03
ГОСТ 4233-77
5
6
7
0,2
0,7
0,20
0,15
10,0
20,0
3,0
0,5
34,0
70,0
10,1
0,15
9,80
20,0
2,94
0,4
0,4
1,4
1,4
0,39
0,39
0,1
0,1
1,0
0,6
0,4
3,5
0,10
0,10
1,00
4,0
13,6
3,90
3,0
10,2
2,94
4,2
1,1
2,1
0,6
0,3
14,0
30,0
Окончание таблицы 2.5.3
Примечания 1 Объем раствора для химической обработки принят с учетом естественных потерь;
2 * Инертные наполнители используются при ликвидации поглощений для приготовления вязко-упругих пачек;
3 ** Известь применяется в случае углекислотного загрязнения бурового раствора.
4 Допускается замена реагентов на аналоги, включённые в перечень компонентов буровых растворов, рекомендованных ОАО «Газпром»
к применению по результатам сертификационных испытаний.
5 Все химреагенты для приготовления и обработки промывочной жидкости должны быть сертифицированы (п.8 Протокола ОАО
«Газпром» №03-1632 от 22.11.04 г.; п.2, п/п 2.3 Протокола ОАО «Газпром» от 06.08.04 г.). Необходимо вести входной контроль качества
химреагентов на соответствие их требованиям СТО Газпром 2-3.2-165-2007 "Компоненты буровых растворов. Входной контроль".
2.5.4 Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов
Таблица 2.5.4- Оборудование буровой установки для приготовления и очистки буровых растворов
Наименование
оборудования
Типоразмер или шифр
Количество
комплектов,
Нормативные
Интервал применения, м
документы на
2
штук
3
МГ2-4
1
ТУ 1024-65
0
2344
Вибросито
СВ1ЛМ
(ВС-1)
2
ТУ 39-00147001-145-96
(ТУ 5276.00.00.00)
0
2344
Илоотделитель
ИГ-45М
(ИГ-45)
1
ТУ 26-02-982-84
(ТУ 26-02-358-79)
0
2344
ГЦК-360М
(1ПГК)
1
ТУ 3661-214-00217461-90
(ТУ 26-02-358-79)
0
2344
ДВС-2
(«Каскад-40», «Каскад-40М»)
2
ТУ41-01-065-74
ТУ 39-00147001-143-96
450
2344
Фрезерно-струйная мельница
ФСМ-13
1
ТУ41-01-404-81
450
2344
Центрифуга
НГ-350Е
1
г. Екатеринбург, завод
«Свердловскхиммаш»
450
2344
1
Глиномешалка
Пескоотделитель
Дегазатор
изготовление
4
от
5
до
6
Примечания:
1 Для очистки бурового раствора допускается применение импортного оборудования:
- сито вибрационное « Derrick Flow Line Cleaner 58» или «Swaco»;
- центрифуга гидроприводная « Derrick Flow Line Cleaner 58» или «Alfa Laval DMNX 418» с автоматическим блоком усиления Proter
(Oiltools / Europe / Ltd)
2 Размер ячеек сетки вибросита в интервале бурения 0 - 450 м – 0,4 × 0,4 мм и 0,2 × 0,2 мм (ТУ3901-793-82) при бурении последующих
интервалов;
3 В случае применения инертного наполнителя центрифуга, илоотделитель и пескоотделитель не работают.;
4 Суммарный полезный объем циркуляционной системы: 7 емкостей по 50 м3 и 3 емкости по 25 м3.
5 Буровая установка должна быть оснащена дополнительным оборудованием для разделения бурового шлама на жидкую и твердую фазы
с влажностью не более 35%
2.6 Технология бурения скважин
2.6.1 Технико-технологические решения по углублению скважины
Технические
решения
по
углублению
скважины,
заложенные
в
проектной
документации, основаны на использовании серийно выпускаемых долот, забойных
двигателей и бурильных труб. С целью предупреждения размыва устья скважины при
бурении предусматривается:
- строительство на устье шахтного направления размером 1×1×1 м;
- объем бурового раствора для забурки – 40 м3 для поддержания его температуры на
входе не более плюс 10 оС (охлаждение естественным путем);
- замкнутая система циркуляции с подачей бурового раствора от устья на систему
очистки и циркуляции с помощью ВШН.
Проектная технология бурения скважин базируется на технико-технологических
решениях, прошедших промысловую апробацию и программой промывки разработанной
ООО «Сервисный центр СБМ». Проектом определена технология, с использованием
полимер-глинистых и минерализованых растворов на водной основе. Применяемая
технология направлена на обеспечение качества ствола, повышение противофонтанной
безопасности и охрану окружающей среды.
В летнее время заготовка бурового раствора производится на воде с естественной
температурой. В зимнее время подогревается до температуры не более 8 С. В случае
наличия
поглощений
в
зоне
ММП
буровой
раствор
обрабатывается
инертными
наполнителями.
Для забуривания скважины используется свежеприготовленный полимерглинистый
раствор,
обладающий
псевдопластичными
свойствами,
приготовленный
из
высококачественного модифицированного бентонитового порошка с выходом 12-15 м3/т.
Для
снижения
кавернообразования
(теплового
разрушения
ММП)
используется
высоковязкий буровой раствор с ограничением фильтрационного показателя (водоотдачи).
Для управления реологией раствора используется полианионная целлюлоза высокой
вязкости ПАЦ-В. Для снижения кавернообразования (теплового разрушения ММП)
используется высоковязкий буровой раствор с ограничением фильтрационного показателя
(водоотдачи). Объём заготавливаемого бурового раствора для забуривания скважины 40 м3.
Ожидаемые потери бурового раствора в забурочном «мернике», на средствах очистки из–за
фильтрации в стенки скважины 25 м3. Применение глинопорошков, модифицированных
азотосодержащимиполимерами
запрещается.
Для
дополнительного
снижения
теплоэрозионного разрушения устья скважины объем циркулирующего раствора должен
быть минимальным. С целью предупреждения обвалообразования и размыва устья скважины
показатели
фильтрации
и
реологические
параметры
бурового
раствора
должны
соответствовать проектным.
Бурение под кондуктор (интервал 60-450 м) производится на буровом растворе,
оставшемся после бурения направления в объёме 40 м3. Ожидаемые потери бурового
раствора в процессе бурения ствола 150 м3 суммарный объём раствора для химической
обработки 270-280 м3. Для приготовления полимер-глинистого раствора в глинистую
суспензию, полученную из предварительно гидратированного и диспергированного в
пресной воде высококоллоидального бентопорошка ПБМБ, стабилизируют полимерным
реагентом ПАЦ-В. Дополнительное загущение системы осуществляется при введении
высоковязкой ПАЦ-В. Для предотвращения прихватов бурильной колонны необходимо
вводить смазочную добавку СМЭГ. Следует обеспечить баланс между пополнением объема
раствора на углубление скважины и наработкой раствора на снижение концентрации
коллоидной глинистой фазы.
Бурение скважины под промежуточную колонну в интервале 450–1840 м
производится на глинистой суспензии, используемой при бурении кондуктора. Для бурения
под промежуточную колонну рекомендуется буровой раствор высокими ингибирующими
свойствами для предотвращения сальникообразования и наработки бурового раствора в
интервале залегания высокоактивных глинистых пород. Буровой раствор обрабатывается
микромрамором. Для ограничения естественной наработки бурового раствора в пределах 20–
22 кг/м3 на 100 м проходки применяется карбоксиметил целлюлоза ПАЦ-В. Объём бурового
раствора для забуривания скважины под промежуточную колонну 120 м3. Оставшийся объём
бурового раствора после бурения кондуктора 100 м3. Ожидаемые потери – 230 м3. Объём
раствора для химической обработки 410-420 м3.
Для бурения под пилотный ствол используется минерализованный буровой раствор.
Данный раствор получают за счет разбавления
применявшегося
при
бурении
предыдущего
соленасыщенного бурового раствора,
интервала,
и
свежеприготовленным
минерализованным раствором до плотности 1180 кг/м3, содержащим до 10 кг/м3
карбонатного кольматанта. В качестве основного биоразлагаемого понизителя фильтрации
на данном интервале используется солестойкий модифицированный крахмал. Оптимальные
структурно-механические характеристики данного раствора обеспечиваются присутствием
биополимера Биоксан. Регулирование показателя фильтрации осуществляется за счет
введения крахмального реагента. Первоначальный объём бурового раствора для забуривания
эксплуатационного хвостовика пилотного ствола – 160 м3. Общий объём для химической
обработки 270-280 м3 с учётом его естественных потерь. Для снижения потерь бурового
раствора при вскрытии высокопроницаемых пластов и пропластков в раствор добавляется
микромрамор, обеспечивающие формирование малопроницаемой фильтрационной корки и
блокирование
пор
обеспечивается
пласта.
Предотвращение
ограничением
показателя
загрязнения
водоотдачи
(менее
продуктивного
2
см3/30мин)
пласта
путём
формирования качественной фильтрационной корки и блокирования пор коллектора.
Бурение под боковой ствол производится на минерализованном буровом растворе
плотностью 1180 кг/м3. Первоначальный объём бурового раствора для забуривания под
эксплуатационную колонну – 90 м3. Общий объём для химической обработки 200 - 210 м3 с
учётом его естественных потерь. Для снижения потерь бурового раствора при вскрытии
высокопроницаемых пластов и пропластков
в раствор добавляется микромрамор,
обеспечивающие формирование малопроницаемой фильтрационной корки и блокирование
пор
пласта.
ограничением
Предотвращение
показателя
загрязнения
водоотдачи
продуктивного
(менее
2
см3/30мин)
пласта
путём
обеспечивается
формирования
качественной фильтрационной корки и блокирования пор коллектора. В качестве основного
биоразлагаемого понизителя фильтрации на данном интервале используется солестойкий
модифицированный крахмал. Буровой раствор обладает кольматирующими свойствами в
результате
присутствия
кольматантов
в
рецептуре
композиции
разнофракционных
карбонатных
МР-4. Фракционный состав комплексного кольматанта МР-4, согласно
данным сухого ситового анализа, следующий: <5 мкм – 10 %; <50 мкм – 90 %. Во избежание
опасности
дифференциального
фильтрационную
(минимальной
корку,
прихвата
буровой
характеризующуюся
«липкостью»),
за
счет
чего
раствор
высокими
должен
гидрофобными
адгезионные
образовывать
свойствами
взаимодействия
между
металлическими элементами КНБК и стенкой скважины сведены к минимуму. Роль
гидрофобизирующего агента выполняет смазочная добавка СМЭГ, которая, будучи
введенной в буровой раствор, обеспечивает минимальную адгезионную «липкость»
фильтрационной корки.
Для бурения по продуктивному пласту
применяется свежеприготовленный
минерализованный буровой раствор с низкими фильтрационными свойствами (показатель
фильтрации 2 см3/30мин), и повышенной блокирующей способностью. С этой целью
используется микромрамор, который обеспечивает необходимое качество фильтрационной
корки. Для управления реологическими параметрами используется крахмал, а также
биополимер. Для обеспечения качественной очистки ствола, снижения опасности
образования шламовых пробок, состав бурового раствора оптимизирован использованием
высокомолекулярных соединений. Наличие в рецептуре бурового раствора биополимера
Биоксан позволяет максимально снизить содержание коллоидной бентонитовой твердой
фазы, вызывающей нежелательные гидравлические эффекты при промывке скважины,
связанные
с
загущением
бурового
раствора,
неконтролируемым
повышением
его
реологических свойств. Биополимер Биоксан позволяет также реализовать эффективный
псевдопластический характер течения бурового раствора, способствующий максимальному
снижению
гидравлических
сопротивлений
в
кольцевом
пространстве,
а
также
обеспечивающий оптимальный вынос выбуренной породы в сочетании с высоким качеством
очистки забоя скважины Ингибирование и комплексная обработка биополимером,
крахмальным реагентом, смазочным кольматантом производится с целью формирования
высококачественной
фильтрационной
корки,
обеспечивающей
«защиту»
пласта
от
загрязнения и снижение потерь на трение, для передачи осевой нагрузки на долото при
бурении горизонтального участка ствола. Во избежание опасности дифференциального
прихвата
буровой
раствор
должен
образовывать
фильтрационную
корку,
характеризующуюся высокими гидрофобными свойствами (минимальной «липкостью»), за
счет чего адгезионные взаимодействия между металлическими элементами КНБК и стенкой
скважины сведены к минимуму. Роль гидрофобизирующего агента выполняет смазочная
добавка СМЭГ, которая, будучи введенной в буровой раствор, обеспечивает минимальную
адгезионную «липкость» фильтрационной корки. Объем бурового раствора для данного
интервала 60-65 м3. Ожидаемые потери – 190 м3. Объем раствора для химической обработки
340-350 м3.
Плотность бурового раствора перед вскрытием продуктивных пластов уточняется по
данным станции ГТК, с учетом фактических пластовых давлений.
Для предотвращения дифференцированного прихвата бурильного инструмента в
интервалах
проницаемых
пластов
и
пропластков
при
бурении
предусмотрена
профилактическая обработка раствора смазочными добавками (СМЭГ).
Измерения технологических параметров буровых растворов в процессе бурения
скважины проводится в соответствии с метрологически аттестованными методиками,
регламентированными СТО Газпром 2-3.2-003-2005, 2-3.2-004-2005, 2-3.2-005-2005, 2-3.2009-2005, 2-3.2-012-2005. Входной контроль компонентов для обработки буровых растворов
регламентирован СТО Газпром 2-3.2-165-2007. При бурении скважин в осложненных
условиях, а также при вскрытии продуктивных пластов проводятся дополнительные
исследования бурового раствора в лаборатории. В этих случаях используются методы,
регламентированные нормативными документами: НД 00158758-251-2003, НД 00158758252-2003, НД 00158758-259-2004.
Для предупреждения прихвата инструмента при бурении в интервалах залегания
гипсов, при бурении под колонны диаметром 324 и 245 мм, рекомендуется выполнять
следующие мероприятия:
- перед
очередным
«наращиванием»
инструмента
пробуренный
интервал
шаблонируется на длину бурильной трубы (ведущей трубы) с промывкой, не допуская
работы на одном месте. Периодичность шаблонирования каждые 4 часа;
При появлении признаков «прилипания» инструмента в процессе бурения следует
проводить:
отрыв инструмента от забоя на 5 м через каждые 2–3 м проходки;
проработку после проходки каждых 12,5 м (на длину ведущей трубы) со скоростью
от 0,2 до 0,3 м/сек;
Перед подъемом инструмента рекомендуется проводить промывку скважины
в течение трех циклов циркуляции с вращением бурильной колонны и рассаживанием на
длину не менее одной трубы.
Во время проведения СПО при появлении затяжек или посадок следует проводить
проработку ствола скважины с промывкой, начиная с минимальной подачи насосов, а затем
после стабилизации давления с рабочей производительностью.
2.6.2 Режимы бурения пилотного ствола
Таблица 2.6.1 – Режимы бурения
Интервал
бурения,
м
Способ
бурения,
проработки
Условный
номер КНБК
1
2
3
Осевая нагрузка
кН
4
Параметры режима бурения
Скорость
Расход бурового
вращения,
раствора,
мин-1
л/с
5
6
Давление
на стояке,
МПа
7
НАПРАВЛЕНИЕ – 426 мм
0 — 60
Роторный
1
До 20
60-90
42,0
2,11
Проработка перед
спуском обсадной
колонны
Роторный
1
До 20
60-90
42,0
2,11
Разбуривание
цементного стакана
Роторный
2
20
60-90
42,0
2,41
КОНДУКТОР – 324 мм
60 — 450
Роторный
3
120 — 150
60-90
42,0
7,55
Проработка перед
спуском обсадной
колонны
Роторный
3
В случае «посадок» до
60
60-90
42,0
7,55
Разбуривание
цементного стакана
Роторный
4
50
60-90
36,0
3,96
Окончание таблицы 2.6.1
1
2
3
4
ПРОМЕЖУТОЧНАЯ КОЛОННА – 245 мм
5
6
7
450 — 1840
Роторный
5
120 — 150
60-90
36,0
10,65
Проработка перед
спуском обсадной
колонны
Роторный
5
В случае «посадок»
до 70
60-90
36,0
10,65
Разбуривание цементного
стакана
Роторный
6
50
60-90
32,0
8,10
32,0
17,0
11,35
3,51
32,0
11,35
17,0
12,0
2,19
7,05
ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ ХВОСТОВИК – 168 мм
1840 — 1910*
Отбор керна:
1840 – 1871
Роторный
Роторный
7
8
100 — 130
40 — 60
60-90
60-90
Проработка перед
Роторный
7
В местах
60-90
спуском хвостовика
«посадок» до 40
Спуск хвостовика
9
Для работы в колонне
Роторный
10
40
60-90
(при необходимости)
Примечания:
1 * за исключением интервалов отбора керна.
2 В интервалах отбора керна под эксплуатационную колонну проработка производится КНБК № 7.
2.6.3 Характеристика компоновок низа бурильных колонн
Таблица 2.6.2 - Характеристика компоновок низа бурильных колонн
Условный
номер КНБК
Типоразмер, шифр
1
2
Элементы КНБК
Нормативные документы Наружный диаметр, мм
на
изготовление
3
4
Длина,
м
Вес,
кН
5
6
НАПРАВЛЕНИЕ – 426 мм
1
Долото Ш 490,0
Труба УБТС-254
Труба ПК-127х9 Д3
(Замок ЗП-162-95-2)
ГОСТ 20692-2003
ТУ ЗРГ-200-2003
ГОСТ Р 50278-92
490,0
254,0
127,0
0,48
10,0
49,52
3,00
33,80
15,46
2
Долото Ш 393,7
Труба ПК-127х9 Д3
(Замок ЗП-162-95-2)
ГОСТ 20692-2003
ГОСТ Р 50278-92
393,7
127,0
0,45
59,55
1,74
18,59
0,35
2,30
24,9
1,10
8,30
1,10
49,80
33,20
328,95
1,72
6,50
67,60
4,85
17,69
4,85
106,12
54,15
102,70
КОНДУКТОР – 324 мм
3
Долото III 393,7
Амортизатор АН-240
Труба УБТС-229
Калибратор КС-393,7 СТ
Труба УБТС-203
Калибратор КС-393,7 СТ
Труба УБТС-203
Труба УБТС-178
Труба ПК-127х9 -Д3
(Замок ЗП-162-95-2)
ТУ 3664-874-05749180-98
ТУ 3663-060-70587573-04
ТУ ЗРГ-200-2003
ТУ 3663-015-70587573-03
ТУ ЗРГ-200-2003
ТУ 3663-015-70587573-03
ТУ ЗРГ-200-2003
ТУ ЗРГ-200-2003
ГОСТ Р 50278-92
393,7
240,0
229,0
393,7 (-4,5)*
203,0
393,7 (-7,0)*
203,0
178,0
127,0
Продолжение таблицы 2.6.2
1
4
2
Долото III 295,3
Труба ПК-127х9 -Д3
(Замок ЗП-162-95-2)
3
ТУ 3664-874-05749180-98
ГОСТ Р 50278-92
4
5
295,3
127,0
0,30
449,70
6
0,82
140,40
ПРОМЕЖУТОЧНАЯ КОЛОННА – 245 мм
5
6
Долото III 295,3
Амортизатор АН-240
Клапан обратный
КОБ 203хЗ-171
Труба УБТС-229
Калибратор КС- 295,3 СТ
Труба УБТС-203
Калибратор КС- 295,3 СТ
Труба УБТС-203
Труба УБТС-178
Труба ПК-127х9 Д 3
(Замок ЗП-162-95-2)
Труба ПК-127х9 Е 3
(Замок ЗП-162-95-2)
ТУ 3664-874-05749180-98
ТУ 3663-060-70587573-04
ТУ 3666-006-27005283-2001
Долото III 215,9
Клапан обратный
КОБ 178хЗ-147
Труба ПК-127х9 Д 3
(Замок ЗП-162-95-2)
Труба ПК-127х9 Е 3
(Замок ЗП-162-95-2)
295,3
240,0
203,0
0,30
2,30
0,45
0,82
6,50
0,65
229,0
295,3 (-4,3)*
203,0
295,3 (-6,9)*
203,0
178,0
127,0
24,9
0,87
8,30
0,87
49,80
33,20
1500,00
67,60
2,80
17,69
2,80
106,12
54,15
468,30
ГОСТ Р 50278-92
127,0
219,01
68,37
ТУ 3664-874-05749180-98
ТУ 3666-006-27005283-2001
215,9
178,0
0,25
0,41
0,35
0,45
ГОСТ Р 50278-92
127,0
1500,00
468,30
ГОСТ Р 50278-92
127,0
339,29
105,93
ТУ ЗРГ-200-2003
ТУ 3663-015-70587573-03
ТУ ЗРГ-200-2003
ТУ 3663-015-70587573-03
ТУ ЗРГ-200-2003
ТУ ЗРГ-200-2003
ГОСТ Р 50278-92
Продолжение таблицы 2.6.2
1
7
8
2
Долото III 215,9
Клапан обратный
КОБ 178хЗ-147
Труба УБТС-178
Калибратор КС-215,9 СТ
Труба УБТС-178
Калибратор КС-215,9 СТ
Труба УБТС-178
Труба ПК-127х9 Д 3
(Замок ЗП-162-95-2)
Труба ПК-127х9 Е 3
(Замок ЗП-162-95-2)
Бурголовка
Керноотборный снаряд
Клапан обратный
9
Труба УБТС-178
Труба ПК-127х9 Д 3
(Замок ЗП-162-95-2)
Труба ПК-127х9 Е 3
(Замок ЗП-162-95-2)
Хвостовик
Труба ПК-127х9 Д 3
(Замок ЗП-162-95-2)
Труба ПК-127х9 Е 3
(Замок ЗП-162-95-2)
3
4
ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ ХВОСТОВИК – 168 мм
ТУ 3664-874-05749180-98
ТУ 3666-006-27005283-2001
ТУ ЗРГ-200-2003
ТУ 3663-015-70587573-03
ТУ ЗРГ-200-2003
ТУ 3663-015-70587573-03
ТУ ЗРГ-200-2003
ГОСТ Р 50278-92
ГОСТ Р 50278-92
ТУ 3664-001-50783875-2000
Документация фирмы Security
DBS
Документация фирмы Security
DBS
ТУ ЗРГ-200-2003
ГОСТ Р 50278-92
5
6
215,9
178,0
0,25
0,41
0,35
0,45
178,0
215,9 (-3,9)*
178,0
215,9 (-6,5)*
178,0
127,0
16,60
0,46
8,3
0,46
110,00
1500,00
27,07
0,62
13,54
0,62
179,41
468,30
127,0
273,52
85,39
215,9/100,0
171,0
0,25
27,42
0,30
33,00
171,0
0,41
0,45
178,0
127,0
100,00
1500,00
163,10
468,30
ГОСТ Р 50278-92
127,0
242,92
75,84
ТУ 14-3Р-82-2005
ГОСТ Р 50278-92
168,0
127,0
220,0
1500,00
77,22
468,30
ГОСТ Р 50278-92
127,0
190,00
59,32
Окончание таблицы 2.6.2
1
10
2
3
4
5
6
Долото III 142,9
ТУ 3664-874-05749180-98
142,9
0,15
0,13
Клапан обратный КОБТ 120ТУ 3666-006-27005283-2001
120,0
0,30
0,25
З-127
ГОСТ Р50278-92
89,0
Труба ПН 899,4 Д3
1500,00
316,20
(Замок ЗП-121-68)
ГОСТ Р50278-92
89,0
409,55
86,33
Труба ПН 899,4 Е3
(Замок ЗП-121-68)
Примечания:
1 Компоновки бурильных труб при бурении рассчитаны с учетом соблюдения ПБНГП [3] и обеспечивают должный коэффициент
запаса прочности при установленных режимах бурения.
2 В скобках указан типоразмер замкового соединения бурильных труб.
3 * допустимая величина уменьшения диаметра калибратора
4 При бурении под эксплуатационную колонну на бурильных трубах ПК 127мм предусмотреть установку резиновых колец
(протекторов) типа В1 по ГОСТ 6365-74 или резинометаллических типа ПСЗ-127/245.
5 При бурении под эксплуатационную колонну на ведущей бурильной трубе (квадрате) предусматривается применение
предохранительного протектора-переводника ППВШ-З-147/З-133 (ТУ 39-01-321-77).
6 Допускается под промежуточную колонну диаметром 245мм и под эксплуатационную колонну диаметром 168мм бурение и
проработку производить винтовым забойным двигателем (ВЗД). При бурении скважины с использованием забойного двигателя
амортизатор устанавливается в КНБК непосредственно над забойным двигателем.
7 В КНБК № 8 с применением керноотборного снаряда « «Security», устанавливается обратный клапан лепесткового (откидного)
типа с проходным отверстием, не препятствующим прохождению шара.
8 На основании решения протокола ОАО «Газпром» по вопросам «Проведения выходного контроля качества трубной продукции и
соединительных деталей, изготавливаемых по заказу ОАО «Газпром» (от 30.12.2004г.) закупка труб нефтяного сортамента
производится через «ООО Газком комплектация» с обеспечением входного контроля на производственных базах.
2.6.4 Характеристика применяемых долот бурильных головок, расширителей и норма их расхода
Таблица 2.6.3 - Характеристика применяемых долот бурильных головок, расширителей и норма их расхода
Интервал
бурения,
м
1
Количест
Типоразмер
во,
породоразрушающего
м
инструмента
2
3
Характеристика долот
Нормативные
Тип
Количеств
документы на
промывки
о насадок,
изготовление
узла
штук
4
Тип опоры
Расход долот,
бурение/
проработка),
штук
5
6
7
8
ГОСТ 20692-2003
Центральная
1
Открытая
1,7/0,30
ГОСТ 20692-2003
Центральная
1
Открытая
0,5
4
Открытая
5,5/0,5
3
Открытая
0,5
Механи
ческая
скорость
бурения,
м/ч
9
НАПРАВЛЕНИЕ – 426 мм
0-60
60
Разбуривание
цементного
стакана
490,0 V-C21G
(Ш 490 С-ЦВ)
Ш393,7 С-ЦВ
2,04
КОНДУКТОР – 324 мм
60-450
Разбуривание
цементного
стакана
390
393,7 VU-K21TG-R174 ТУ 3664-874-05749180-98 Комбинирова
(393,7 СЗ-ЦГВУ-R174)
нная
ТУ 3664-874-05749180-98
295,3 V-12-R187
(Ш 295,3 М-ГВ R187)
Боковая
2,50
Окончание таблицы 2.6.3
1
2
450-1840
1390
Разбуривание
оснастки и
цементного
стакана
3
4
5
ПРОМЕЖУТОЧНАЯ КОЛОННА – 245 мм
295,3 AU-LS54X- ТУ 3664-874-05749180-98
Боковая
R419
(Ш295,3 СЗ-ГАУ
R419)
(295,3 FD 388МН- (ТУ 3664-035-05749180-03)
А66-01)
215,9 V-11-R301
(III 215,9 М-ГВ
R301)
ТУ 3664-874-05749180-98
Боковая
6
7
8
9
3
Герметизир
о
ванная
15,0/1,0
1,72
(8)
-
(1,5/0,5)
3
Открытая
Боковая
3
-
(8)
Герметизир
о
ванная
(0,10/0,05)
-
9
-
0,35
0,5
ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ ХВОСТОВИК – 168 мм
1840 – 1910
Отбор керна:
1840 - 1871
70
31
215,9 AU-LS54XR439
(Ш215,9 СЗ-ГАУR439)
(215,9 FD 377МНА170)
БИТ 215,9/101,6
В913
(215,9/100
СВ31010МНА292)
ТУ 3664-874-05749180-98
(ТУ 3664-035-05749180-03)
ТУ 3664-001-50783875-2000
(ТУ 3664-035-05749180-03)
1,0/0,5
1,45
0,80
Примечания:
1. При разбуривании цементного стакана использовать долото со сточенной наплавкой твердого сплава с калибрующей поверхности
периферийных зубьев.
2 По согласованию с заказчиком допускается применение долот, бурголовок других изготовителей по техническим характеристикам
соответствующий указанных в данной таблице
2.6.5 Расчет компоновок бурильных колонн
Таблица 2.6.4 - Расчет компоновок бурильных колонн
Интер-
Длина
Тип
Диа-
Марка
вал,
м
секции,
м
секции
метр,м
м
стали
1
2
3
4
5
Толщин
Вес
а
стенки,
1м
секции
мм
трубы,
, кН
кН
6
7
8
нарастающий,
кН
9
Наруж ВнутКоэффициент запаса:
ное
ренне
на
на
на
на
на
на
давлее
наруж внут- выносливост растяжени прочност стание, давле- -ное ренне ь
е
ьв
тическу
МПа
ние, давлее
клиновом ю
МПа
ние давлезахвате прочние
ность
10
11
12
13
2,11
1,61 22,83
2,41
1,61 20,01
14
15
16
17
3,25
19,90
16,07
6,77
3,38
38,61
31,04
8,07
НАПРАВЛЕНИЕ – 426 мм
0 - 60
0,48 долот
о
10,00 УБТС
49,52 ПК
Разбуривание
це-
0,45 долот
о
59,55 ПК
490,0
254,0 40ХН2М
А
127,0 Д3
3,00
77,0
3,38
33,80
36,80
9,2
0,312
2
15,46
52,26 25,00
393,7
127,0 Д3
3,00
1,74
9,2
0,312
2
18,59
1,74
20,33 25,00
ментног
о
стакана
0 - 450
0,35 долото
2,30 Аморт.
24,9 УБТС
1,10 КС
8,30 УБТС
393,7
240,0
229,0 40ХН2М
А
393,0
203,0 40ХН2М
69,5
61,5
КОНДУКТОР – 324 мм
1,72
1,72
6,50
8,22
2,715 67,60 75,82
0
4,85 80,67
2,131 17,69 98,36
А
1,10 КС
393,0
49,8 УБТС
203,0 40ХН2М
А
178,0 40ХН2М
А
127,0 Д3
33,20 УБТС
328,95 ПК
Разбуривание
цементног
о
стакана
0,30 долото
449,70 ПК
295,3
127,0 Д3
0
4,85
61,5
53,5
9,2
9,2
2,131
0
1,631
0
0,312
2
0,312
2
102,7
0
103,2
1
209,3
3
263,4
8
366,1 25,00
8
0,82
140,4
0
0,82
141,2 25,00
2
106,1
2
54,15
7,55
1,61
6,38
3,20
2,44
1,91
2,30
3,96
1,61 12,16
7,79
11,34
8,93
8,02
Продолжение таблицы 2.6.4
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
ПРОМЕЖУТОЧНАЯ КОЛОННА – 245 мм
0,30
2,30
0,45
24,9
0,87
8,30
0,87
49,80
33,20
1500,0
219,01
долото
Амортиз.
КОБ
УБТС
К
УБТС
К
УБТС
К
ПК
ПК
295,3
240,0
203,0
229,0
295,3
203,0
295,3
203,0
295,3
127,0
127,0
Разбуривание цементного
стакана
0,30
0,41
1500,0
339,29
долото
КОБ
ПК
ПК
295,3
178,0
127,0 Д3
127,0 Е3
0 - 1910
0,25
0,41
16,60
0,46
8,3
0,46
110,0
1500,0
273,52
долото
КОБ
УБТС
К
УБТС
К
УБТС
ПК
ПК
215,9
178,0
178,0
215,9
178,0
215,9
178,0
127,0
127,0
0-1840
0,82
6,50
0,65
67,60
2,80
17,69
2,80
106,12
54,15
468,30
68,37
0,82
7,32
7,97
75,57
78,37
96,06
98,86
204,98
259,13
522,45
590,82
25,00
25,00
10,65
10,65
1,61
2,11
4,50
6,12
2,73
2,68
1,80
2,24
1,51
1,80
1,74
2,14
0,40
0,45
9,2 0,3122 468,3
9,2 0,3122 105,93
0,40
0,85
469,15
575,08
25,00
25,00
8,10
8,10
1,61
2,11
5,91
8,04
3,82
3,43
2,65
2,95
2,13
2,36
2,51
2,80
ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ ХВОСТОВИК – 168 мм
0,35
0,35
0,45
0,80
40ХН2МА
53,5 1,6310 27,07
27,87
0,62
28,49
40ХН2МА
53,5 1,6310 13,54
42,03
0,62
14,16
40ХН2МА
53,5 1,6310 179,41 193,57
Д3
9,2 0,3122 468,3 661,87 25,00 11,35
Е3
9,2 0,3122 85,39 747,26 25,00 11,35
1,61
2,11
4,12
5,60
2,95
2,73
1,94
2,23
1,56
1,79
1,86
2,14
40ХН2МА
69,5 2,7150
40ХН2МА
61,5 2,1310
40ХН2МА
61,5 2,1310
Д3
Е3
9,2 0,3122
9,2 0,3122
Окончание таблицы 2.6.4
1
Отбор
керна
2
0,25
27,42
0,41
100,0
1500,0
242,92
Спуск
хвостовика
220,00
1500,0
190,00
Разбуривание цементного
стакана
0,15
0,30
1500,0
409,55
3
Бур. гол.
Керн. сн.
КОБ
УБТС
ПК
ПК
4
5
215,9
171,0
171,0
178,0 40ХН2МА
127,0
Д3
127,0
Е3
Хвостовик 168,0
ПК
127,0
ПК
127,0
Долото
КОБТ
ПН
ПН
142,9
120,0
89,0
89,0
TMK GF
Д3
Е3
Д3
Е3
6
7
11
12
13
14
15
16
17
1,6310
0,3122
0,3122
9
0,30
33,30
33,75
196,85
631,40
707,24
10
53,5
9,2
9,2
8
0,30
33,00
0,45
163,1
468,3
75,84
25,00
25,00
3,51
3,51
1,61
2,11
12,98
17,66
3,05
2,84
2,01
2,33
1,61
1,87
1,92
2,23
8,9
9,2
9,2
0,351 77,22
0,3122 468,30
0,3122 59,32
77,22
545,52
604,84
25,00
25,00
2,19
2,19
1,61
2,11
16,33
22,21
3,38
3,32
2,23
2,74
1,80
2,19
2,13
2,62
9,40
9,40
0,13
0,25
0,2108 316,20
0,2108 86,33
0,13
0,38
316,58
402,91
25,00
25,00
7,05
7,05
2,63
3,54
9,89
13,47
4,24
3,51
2,77
2,84
2,37
2,42
2,65
2,73
Примечание — Расчет компоновки низа бурильной колонны и компоновки бурильного инструмента выполнен согласно «Инструкции по расчету
колонн» М.,1997.
2.6.6 Гидравлические характеристики буровых насосов и забойных двигателей
Таблица 2.6.5 - Гидравлические характеристики буровых насосов и забойных двигателей
Буровые насосы
тип часто- количество произ- максимально тип
тип
коли- количество
бурота
и
водитурбо турби- чество
вых ходов диаметр
тель- допус-тимое бура
ны
ступе- ступеней
насов
втулок,мм ность, давле-ние,
ней
г/торм.
сов
мин.
л/с
МПа
турбин
1
3РN1600
2
3
4
5
3х171
42,0
24,1
6
Т у р б o б у р ы
тип
характеристика
шпинделя расход, рабочая
л/с
частота
вращения,
мин -1
7
8
9
10
11
12
НАПРАВЛЕНИЕ – 426мм
КОНДУКТОР – 324 мм
3РN1600
3х171
42,0
24,1
3х171
36,0
24,1
ПРОМЕЖУТОЧНАЯ КОЛОННА – 245 мм
3РN1600
3х171
36,0
24,1
3х171
32,0
24,1
ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ ХВОСТОВИК – 168 мм
3РN1600
3х171
3х152
3х152
32,0
17,0
12,0
24,1
30,5
30,5
3
при =1000 кг/м
рабочий
момент,
кН х м
перепад
давления,
МПа
13
14
длина,
м
вес,
кН
15
16
2.6.7 Итоговые гидравлические параметры промывки
Таблица 2.6.6 - Итоговые гидравлические параметры промывки
Интервал
Режим работы насосов
Потери давления,
Скорость,
Насадки
бурения, м
МПа
м/с
от
до расход удельный максимально долот турбобура,
в
в
в
общие восходящего истечения
в
суммар(верх) (низ) , л/с
расход, допустимое
а
керноотборн трубах затрубье обвязк
потока
из
долоте,
ная
2
давление,
ого
снаряда
е
насадок
штук
х
площадь
л/с/см
МПа
мм
, м2104
(см2)
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
НАПРАВЛЕНИЕ – 426 мм
0
60
Для работы
в колонне
42,0
0,022
24,1
1,22
0,20
0,01
0,67
2,11
0,24
43,65
1х
35,0
9,62
42,0
0,035
24,1
1,55
0,19
0,01
0,67
2,41
0,70
49,11
1х
33,0
8,55
3х12,7
+
78,01 1х14,27
5,40
60,59 3х15,8
8
5,94
КОНДУКТОР – 324 мм
60
450
Для работы
в
колонне
42,0
36,00
0,035
0,053
24,1
24,1
3,90
2,93
0,04
0,68
7,55
0,70
2,36
1,06
0,04
0,50
3,96
0,60
Окончание таблицы 2.6.6
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
2 х 12,7 + 1 х
15,88
4,51
2 х 12,7 + 1 х
15,88
4,51
3х12,7
3,80
ПРОМЕЖУТОЧНАЯ КОЛОННА – 245 мм
450
1840
Для работы
в колонне
36,00
32,0
0,053
0,087
24,1
24,1
4,37
5,50
3,45
3,76
0,25
0,47
0,53
0,42
10,65
8,10
0,84
1,18
80,10
70,90
ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ ХВОСТОВИК – 168 мм
1840
1910
При
отборе керна
При спуске
хвостовика
Для работы
в колонне
32,0
0,087
24,1
4,40
17,0
0,046
30,5
0,22
17,0
12,0
30,5
0,075
30,5
1,95
1,25
5,38
1,20
0,38
11,35
1,34
85,20
1,54
0,39
0,11
3,51
0,74
18,90
1,32
0,76
0,11
2,19
4,81
0,24
0,05
7,05
1,09
56,12
9,0
1х16,5
Примечание – Выбор насадок в долоте при гидроакустической обработке стенок скважины производить согласно СТП-39-2.1-001-003
«Технология гидроакустической обработки стенок скважины».
2,14
2.6.2.1 Режимы бурения бокового ствола
Таблица 2.6.7 – Режимы бурения
Интервал
бурения,
м
Способ
бурения,
проработки
Условный
номер КНБК
1
2
3
Осевая нагрузка
кН
4
Параметры режима бурения
Скорость
Расход бурового
вращения,
раствора,
мин-1
л/с
5
6
Давление
на стояке,
МПа
7
ХВОСТОВИК -168 мм
1526-1536,0
Роторный
1
40 - 60
60
32,0
7,19
Роторный
(вырезание окна)
Винтовой
двигатель
отклонитель
2
20 - 40
60
32,0
6,56
3
100 - 120
200 - 220
32,0
18,28
Роторный
4
40 - 60
60-90
17,0
3,94
Винтовой
двигатель с
вращением ротора
Винтовой
двигатель
3
100 - 120
200-220**
30-40
32,0
19,95
Для работы в колонне
(Выравнивание
цементного стакана)
1536,0- 1541,13*
1541,13-2014,71
Отбор керна:
2014,71-2045,71
2045,71-2344,13
Проработка перед спуском
3
В местах
200 - 220
32,0
2,78
хвостовика
«посадок» до 40
Спуск
5
17,0
3,76
хвостовика
Разбуривание
Винтовой двигатель
6
20-30
100-110
12,0
15,62
заглушек в фильтре
Примечания:
1 * Режимы бурения при вырезании окна корректируется с учетом инструкции по эксплуатации «Комплект фрезеров-райберов для вырезания окна в
обсадной колонне КФР-216ИН».
2 **частота вращения в числителе указана для забойного двигателя, в знаменателе стола ротора.
2.6.3.1 Характеристика компоновок низа бурильных колонн
Таблица 2.6.8 - Характеристика и расчет компоновок низа бурильных колонн
Условный
номер
КНБК
Типоразмер, шифр
1
2
Элементы КНБК
Нормативные документы на
Наружный
изготовление
диаметр, мм
3
1
ХВОСТОВИК - 168 мм
ТУ 3664-874-05749180-98
Долото III 215,9
Клапан обратный КОБ 178×З-147 ТУ 3666-006-27005283-2001
Труба ПК-1279 Д3 (ЗП-162-95-2)
ГОСТ Р 50278-92
2*
Клин отклонитель ОКМ-215.ИН
Сертификат № РОСС RU.АВ48.B00926
Фрезер-райбер зарезной
Фрезер-райбер проходной
Фрезер-райбер калибрующий
Труба УБТ – 165
Сертификат № РОСС RU. АВ48.H01826
Труба ПК-127х9 Д 3 (ЗП-162-95-2)
3
Долото III 215,9
Калибратор КС 215,9 СТ
Винтовой двигатель ДР-178
Клапан обратный КОБ 178×З-147
Телеметрическая система 650GPM
Труба УБТСН-165
(немагнитная)
Труба УБТ-165
Труба толстостенная (ТБТ)
Труба ПК-127х9 Д 3 (ЗП-162-95-2)
Труба ПК-127х9 Е 3 (ЗП-162-95-2)
Сертификат № РОСС RU. АВ48.H01826
Сертификат № РОСС RU. АВ48.H01826
6325.000ТУ
ГОСТ Р 50278-92
ТУ 3664-874-05749180-98
ТУ 3663-015-70587573-03
ТУ 3666-005-1403039-2005
ТУ 3666-006-27005283-2001
Импорт (Sperry Sun)
ТУ 1324-016-26619642-2002
6325.000ТУ
ТУ 3663-236-07500273-06
ГОСТ Р 50278-92
ГОСТ Р 50278-92
Длина,
м
Вес,
кН
4
5
6
215,9
178,0
127,0
0,25
0,40
1535,35
0,35
0,45
479,34
195,0
216,0
216,0
216,0
165,0
127,0
5,05
1,60
0,9
1,45
60,00
1472,13
6,50
1,24
0,9
1,72
83,40
459,60
215,9
215,9
178,0
178,0
165,0
0,25
0,39
7,67
0,40
12,0
0,35
0,60
11,00
0,45
6,0
165,0
165,0
127,0
127,0
127,0
9,40
16,6
150,0
1500,00
647,42
11,41
22,56
131,25
468,30
202,12
Окончание таблицы 2.6.8
2
1
4
5 Спуск
Бурголовка
3
ТУ 3664-001-50783875-2000
Керноотборный снаряд
Клапан обратный
Труба УБТС-178
Документация фирмы Security DBS
Документация фирмы Security DBS
ТУ ЗРГ-200-2003
Труба ПК-127х9 Д 3
(Замок ЗП-162-95-2)
ГОСТ Р 50278-92
127,0
1500,00
468,30
Труба ПК-127х9 Е 3
(Замок ЗП-162-95-2)
ГОСТ Р 50278-92
127,0
417,63
130,38
Хвостовик
ТУ 14-3Р-82-2005
ГОСТ Р 50278-92
ТУ 3664-874-05749180-98
ТУ 366425-00147074-001-98
168,0
127,0
142,9
127,0
953,0
1391,13
0,15
4,83
336,41
434,31
0,13
3,70
ТУ 3666-006-27005283-2001
120,0
0,30
0,25
ГОСТ Р50278-92
88,9
1000,00
210,80
ГОСТ Р 50278-92
127,0
1338,85
417,99
хвостовика Труба ПК-127х9 Д 3 (ЗП-162-95-2)
6
Долото III 142,9 С-ЦН-R335
Забойный двигатель ДГР-127
(с центратором)
Клапан обратный КОБТ
120-З-127
Труба ПН 899,4 Д3
(Замок ЗП-121-68)
Труба ПК-127х9 Д 3 (ЗП-162-95-2)
4
215,9/101,6
171,0
171,0
178,0
5
6
0,25
27,42
0,41
0,30
33,00
0.45
100,00
163,10
Примечания:
1 * - Ориентирование клина отклонителя производить гироскопическим инклинометром, который спускается на кабеле.
2 Полный состав хвостовика представлен в главе «крепление скважин».
3 Допускается замена двигателя ДР-178 на аналогичный, а его эксплуатация должна осуществляться в соответствии с документацией изготовителя.
4 Допускается в КНБК № 3 включить датчик каротажа с полным сервисным сопровождением.
5 При проработке ствола скважины необходимость исключения телесистемы из КНБК №3 определяет технологическая служба бурового предприятия.
6 В КНБК № 4с применением керноотборного снаряда « «Security», устанавливается обратный клапан лепесткового (откидного) типа с проходным
отверстием, не препятствующим прохождению шара
7 В КНБК №6 винтовой двигатель оснастить центратором диаметром 139,7мм на расстоянии от 1,5 до 2,0м от торца долота.
8 При разрушении заглушек рекомендуется производить вращение инструмента ротором с частотой вращения 30-40 мин-1, при этом запрещается
осуществлять вращение на одном месте. Скорость подачи инструмента вниз 40-50 м/ч.
2.6.4 Характеристика применяемых долот бурильных головок, расширителей и норма их расхода
Таблица 2.6.9 - Характеристика применяемых долот и норма их расхода
Интервал
бурения
по стволу,
м
Количест
во,
м
Типоразмер
породоразрушающего
инструмента
1
2
3
Характеристика долот
Нормативные
Тип
Кол-во
документы на
промывк насадок,
изготовление
и
штук
узла
4
5
6
Тип
опоры
7
МеханиРасход
ческая
долот,
скорость,
(бурение/
м/ч
проработка),
штук
8
9
ХВОСТОВИК - 168 мм
Для работы в колонне
ТУ 3664-874-05749180-98 Боковая
215,9 V-11-R301
3
Открытая
0,5
2,0
(III 215,9 М-ГВ R301)
Сертификат соответствия
Вырезание окна в обсадной Фрезер-райбер зарезной
1,0
0,4
№ РОСС RU. АВ48.H01826
колонне 245 мм
Фрезер-райбер проходной
1,0
Фрезер-райбер калибрую1,0
щий
ТУ 3664-874-05749180-98 Боковая
1541,13-2344,13 803,00 215,9 AU-LS54X-R439
3
Герметизи
10,0/1,0
1,51
(III 215,9 СЗ-ГАУ –R439)
рованная
(ТУ 3664-035-05749180-03)
(215,9 FD 377МН-А170)
(8)
(1,75/0,25)
ТУ 3664-001-50783875-2000
Отбор керна:
31
БИТ 215,9/101,6 В913
9
0,35
0,80
2014,71-2045,71
(215,9/101,6 СВ31010МН-А292) (ТУ 3664-035-05749180-03)
Разбуривание
III 142,9 С-ЦН-R335
ТУ 3664-874-05749180-98 Централь
1
Открытая
1,0
цементного
ная
стакана и
заглушек в
фильтре
Примечания:
1 При разбуривании цементного стакана использовать долото со сточенной наплавкой твердого сплава с калибрующей поверхности
периферийных зубьев.
2 По согласованию с заказчиком допускается применение долот, бурголовок других изготовителей по техническим характеристикам
соответствующий указанных в таблице.
3 Рекомендуется для разбуривания цементного стакана и заглушек в фильтре заказать опытное долото ДТ 142,9 (ООО НПП «Буринтех»).
2.6.5.1 Расчет компоновок бурильных колонн
Таблица 2.6.10 - Расчет компоновок бурильных колонн
ИнтерДлина
вал
секции,
бурения
м
по по
стволу,
м
1
2
Тип
секции
Диаметр,
мм
Марка
стали,
группа
прочности
3
4
5
Толщина
стенки,
1м
мм
трубы,
кН
6
7
Вес
секции,
кН
8
нарастающий,
кН
9
Наруж ВнутКоэффициент запаса:
реннее
на
на
на
на
на прочное
давле- наруж- внут- вынос- растя ность в
давление,
ное
реннее лижеклиноние,
МПа давле- давле- вость ние
вом
МПа
ние
ние
захвате
10
11
12
13
14
15
16
на
статичес
кую
прочность
17
ХВОСТОВИК – 168 мм
Выре
зание
окна
1541,132344,13
5,05
1,60
0,90
1,45
60,0
1472,1
ОКМ-215
Фрез
Фрез
Фрез
УБТ
ПК
195,0
216,0
216,0
216,0
165,0 40ХН2МА
127,0 ДЗ
0,25
0,39
7,67
0,40
12,00
9,40
16,60
150,00
1500,0
647,42
Долото
215,9
215,9
178,0
178,0
165,0
165,0
165,0 40ХН2МА
127,0
127,0 ДЗ
127,0 ЕЗ
Калибратор
ДР-178
КОБ
ЗТС
УБТСН
УБТ
ТБТ
ПК
ПК
Спуск 953,00 Хвостовик 168,0
хвостови 1391,13 ПК
127,0 ДЗ
ка
47,0 1,359
9,2 0,3122
6,50
6,50
1,24
7,74
0,90
8,64
1,72 10,36
83,40 93,76
459,60 553,36
25,00
6,56
1,61
7,34
3,52
2,34
1,88
2,23
1,214
47,0 1,359
25,4 0,875
9,2 0,3122
9,2 0,3122
0,35
0,35
0,60
0,95
11,00 11,95
0,45 12,40
6,00 18,40
11,41 29,81
22,56 52,37
131,25 183,62
468,30 651,92
202,12 854,04
25,00
25,00
19,95
19,95
1,61
2,11
2,42
3,28
1,51
2,45
1,85
2,21
1,50
1,77
1,68
2,01
8,90 0,353
9,2 0,3122
336,41 336,41
434,31 770,72
25,00
2,78
1,61
17,31
2,62
1,98
1,61
1,79
2.6.6.1 Гидравлические характеристики буровых насосов и забойных двигателей
Таблица 2.6.11 - Гидравлические характеристики буровых насосов и забойных двигателей
Буровые насосы
тип часто- количество произ- максимально
бурота
и
водивых ходов диаметр
тель- допус-тимое
насов
втулок,мм ность, давле-ние,
сов мин.
л/с
МПа
1
3РN1600
2
3
4
5
3х171
32,0
24,1
3х152
17,0
30,5
3х152
12,0
30,5
тип турбо
бура
6
Т у р б o б у р ы
3
коли- количество
тип
длина, вес,
характеристика при =1000 кг/м
чество
шпинм
кН
ступе- ступеней
деля
расход, рабочая рабочий перепад
ней
г/торм.
л/с
частота момент, давления,
турбин
враще- кН х м
МПа
ния,
мин -1
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
ХВОСТОВИК – 168 мм
тип
турбины
ДРВинтовая заход178.6/7.68
пара
ность
6/7
ДГР-127 Винтовая (заход
пара
ность)
9/10
-
шаровая
35
240
10,0
7,4
7,67 11,0
шаровая
12
110
3,0
6,2
4,83 3,70
2.6.7.1 Итоговые гидравлические параметры промывки
Таблица 2.6.12 - Итоговые гидравлические параметры промывки
Интервал
Режим работы насосов
Потери давления,
бурения по
МПа
по стволу, м
от
до
расход удель- максив
в забойв
в
(верх) (низ)
л/с
ный
мально долоте
ном
трубах
затру
расход, допусти
двигатебье
2
мое
давле
л/с/см
ление,
МПа
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Скорость,
м/с
Насадки
в
обвязке
общие
восходящего
потока
истечения
из
насадок
в долоте,
штук х мм
суммарная
площадь,
м210- 4
(см2)
10
11
12
13
14
15
3х13
3,98
ХВОСТОВИК – 168 мм
Для работы
в колонне
Для вырезания
окна
32,0
0,087
24,1
3,86
2,63
0,33
0,36
7,19
1,33
80,36
32,0
0,087
24,1
0,76
5,06
0,38
0,36
6,56
1,18
35,56
1541,13-2344,1
32,0
0,087
24,1
4,40
7,17
0,93
0,38
19,95
1,34
85,2
При отборе
керна
Спуск
хвостовика
Разбуривание
цементного
стакана и
заглушек в
фильтре
17,00
0,046
17,0
12,0
30,5
0,22
7,07
1,25
30,5
0,075
30,5
1,96
1,89
1,90
6,55
6,41
0,40
0,78
0,72
0,11
0,11
0,04
3,94
0,74
18,90
1,02
56,12
9,00
3х12,7
3,80
9,0
2,78
15,62
1×16,5
2,14
2.6.8
Дефектоскопия
бурильных
дефектоскопической установки
труб
при
помощи
передвижной
Таблица 2.6.13 – Дефектоскопия бурильных труб при помощи передвижной
дефектоскопической установки
Способ
бурения
Глубина
забоя скважины
Класс труб
Турбинный
До 2500 м
Premium
90
120
Роторный и
турбиннороторный
До 2500 м
Premium
60
60
Шаровой
кран КШВ
Обратный
клапан
КОБ
Периодичность дефектоскопии*,
сутки
Участки
Зона сварочного
трубных резьб
шва труб ТБПВ,
ТБПК
Согласно «Паспорта»
Согласно «Паспорта»
Примечания 1 Периодичность проведения проверок принята в соответствии с требованиями
«Регламент по предупреждению аварий и брака при строительстве скважины»
(г. Москва, 2002 г.) СТП-39-2.1-001-2002 [86];
2 Пробег дефектоскопической установки – 992 км;
3 Продолжительность работы дефектоскопической установки на промежуточную и
эксплуатационные хвостовики по 5 час;
4 Учет работы переводников, центраторов ведется в часах технологической
службой. Дефектоскопия переводников проводится на буровой при проведении
дефектоскопии бурильной колонны;
5 * - Для труб, находящихся в работе.
2.7 Технология крепления скважин и тампонажные растворы
2.7.1 Технико-технологические решения крепления скважины обсадными
колоннами
2.7.1.1 Обоснование конструкции скважины. Оснастка обсадных колонн
Техническим заданием на разработку проектной документации на строительство
эксплуатационных скважин предусмотрены НКТ диаметром 73 мм, которым, по условию
проходимости, будет соответствовать колонна диаметром 168 мм. Глубина залегания
объекта эксплуатации составляет 1844 - 1862 м, тогда глубина спуска эксплуатационного
хвостовика определится:
Нэ.к. = hп + hз + hц.с. = 1862 + 28 + 20 = 1910 м,
где
hп - глубина залегания подошвы объекта испытания, м;
hз - высота технологического зумпфа, м;
hц.с. - высота цементного стакана в колонне, м.
Глубина скважины по стволу с боковым стволом составит 2344 м.
Заданием на разработку проектной документации предусмотрен спуск хвостовика в
интервале 1690 – 1910 м. Хвостовик спускается с целью изоляции и качественного
исследования
продуктивных
вертикального
ствола
отложений.
принимается
По
решение
результатам
бурения
целесообразности
и
бурения
следования
бокового
горизонтального ствола. Глубина скважины по стволу с боковым стволом составит 2344 м и
1860 м по вертикали.
Для подвески хвостовиков предусмотрено применение подвесных устройств с
пакерующими элементами в голове хвостовика и обеспечивающие надежную герметизацию
заколонного пространства. В боковом стволе предусматривается установка хвостовикафильтра диаметром 168 мм с применением подвески для манжетного цементирования типа
ПХГМЦ.168/245
(производства
ОАО
«Тяжпрессмаш»).
Цементирование
хвостовика
бокового ствола осуществляется в интервале от уровня ГНК до отметки выше окна колонны
на 200 м. В интервале ГНК устанавливается пакер типа ПГМЦ 168.
Промежуточная (эксплуатационная) колонна спускается в кровлю продуктивного
горизонта, не вскрывая пласты с АНПД (Ка=0,75). Башмак устанавливается, не доходя до
кровли продуктивного горизонта около 4 м. Глубина спуска эксплуатационной колонны в
обязательном порядке уточняется в процессе проводки скважины по данным ГИС.
Цементируется до устья прямым способом.
Диаметр промежуточной (эксплуатационной) колонны 245 мм принят из условия
проходимости породоразрушающих инструментов диаметром 215,9 мм, необходимых для
бурения ствола скважины под хвостовики основного и бокового стволов.
Глубина спуска кондуктора определяется необходимостью перекрытия трещиноватых
пород среднего кембрия, склонных к интенсивным поглощениям бурового раствора и ММП
(подошва ММП около 250 м) с установкой башмака в плотные глинистые доломиты.
Кондуктор спускается на глубину 450 м. Цементируется прямым способом в один прием
через башмак до устья. Оборудуется ПВО для герметизации устья скважины при
возникновении флюидопроявлений при бурении под промежуточную колонну.
Диаметр кондуктора принимается равным 324 мм, из условия проходимости
породоразрушающего инструмента при бурении под промежуточную колонну и ее
беспрепятственного спуска.
Для перекрытия неустойчивых и склонных к обвалообразованию пород четвертичных
отложений в конструкции скважин предусмотрено направление диаметром 426 мм, которое
спускается на глубину 60 м. Цементируется прямым способом в один прием через башмак до
устья.
При спуске кондуктора, промежуточной (эксплуатационной) колонны резьбовые
соединения обратного клапана и нижних 4-5 обсадных крепятся с применением
отверждающей смазки типа Becker-Lock (или аналог) с целью предупреждения их отворота
при разбуривании цементного стакана и обратного клапана.
2.7.1.2 Технология цементирования обсадных колонн
Цементирование направления диаметром 426 мм в интервале 0-60 м осуществляется
тампонажным раствором плотностью 1500 кг/м3 на основе ЦТРС-50Арм.
Цементирование
кондуктора
диаметром
324 мм
в
интервале
250-450 м
осуществляется тампонажным раствором плотностью 1840 кг/м3 на основе ЦТРС-50Арм.
В интервале 0-250 м – ЦТРО–Арм - цемент тампонажный расширяющийся
облегченный с плотностью тампонажного раствора 1500 кг/м3.
Цементирование промежуточной колонны диаметром 245 мм в интервале 1840 –
1390 м осуществляется тампонажным раствором плотностью 1790 кг/м3 на основе цемента
тампонажного
коррозионно-стойкого
ЦТКС,
в
интервале
0-1390 м
-
облегченной
тампонажной смесью плотностью 1520 кг/м3 на основе ЦТРО-Арм.
Анализ гидравлического расчета цементирования эксплуатационной колонны
диаметром 245 мм показывает, что геолого-физические характеристики разреза позволяют
подъем цементного раствора до устья скважины в одну ступень прямым способом при
условии расположения столбов тампонажных растворов: плотностью 1790 кг/м3 в интервале
1840 - 1390 м (ЦТКС), плотностью 1520 кг/м3 (ЦТРО-Арм) в интервале от 1390 м до устья.
Хвостовики в интервале от 1690 до 1910 м и в интервале от 1390 до 1850 (2044) м
цементируются тампонажным раствором плотностью 1790 кг/м3 на основе ЦТКС.
Физико-механические свойства тампонажного раствора для разных температур
твердения подобраны в лабораторных условиях, имитирующих скважинные.
2.7.2 Расчет обсадных колонн
Таблица 2.7.1 - Исходные данные для расчета обсадных колонн
Наименование Единицы Направление Кондуктор Промежуточная Хвостовик Хвостовик
параметров
измерения
426 мм
324 мм
(эксплуатацион- основного бокового
ная) 245 мм
ствола
ствола
168 мм
168 мм
1 Расстояние от
устья скв.:
м
- до башмака
60
450
2840
2910
1860
- до уровня
тампонажного
раствора
- до кровли
проявляющего
пласта:
- газового
- нефтяного
- водяного
0
0
0
1690-1910
1391-1850
-
1844
-
1844
1848
1862
1844
1848
1862
1844
1848
1862
- до уровня жидкости в колонне (во время ликвидации открытого фонтанирования)
газом
нефтью
2 Плотность:
- смеси
пластовых
флюидов
-опрессовочной
жидкости
- продавочной
жидкости
- средняя
плотность
жидкости
(тампонажного
раствора) за
колонной
(конец
продавки)
- жидкости за
колонной
после ОЗЦ
-
1100
1100
1100
1100
-
830
830
830
830
1100
1100
1000
1000
1000
1100
1100
1000
1000
1000
1500
1651
1586
1250
1375
1121
1121
1121
1121
1121
13,36
15,85
13,36
15,85
1,00
1,00
кг/м3
3 Давление:
МПа
- пластовое
4,2
13,36
13,36
- пусковое
15,85
4 Нормативные запасы прочности для труб исполнения «А» при расчете:
- на избыточное
наружное
давление
1,00
1,00
1,00
- на избыточное
внутреннее
давление
1,15
1,15
1,15
1,15
1,15
Расчет обсадных колонн ведем в соответствии с требованиями «Инструкции по
расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин», Москва, 1997 г. [39]
Кондуктор диаметром 324 мм 0 - 450 м
(полное опорожнение, напорный горизонт Vbk1 с кровлей 1840 м, в скважине газ)
1. Внутренние давления:
- во время ликвидации открытого фонтанирования газом, устье закрыто:
при Z = 0 м
S = 0,0001 · 0,6 · (1844 - 0) = 0,11
es = (2 + 0,11) / (2 – 0,11) = 1,116
Рв  Р у 
при Z = 450 м
13,36
 11,97 МПа
1,116
S = 0,0001 · 0,6 · (1840 - 450) = 0,083
es = (2 + 0,083) / (2 – 0,083) = 1,087
Рв 
13,36
 12,29 МПа
1,087
- давление на устье при испытании колонны на герметичность без пакера:
Pв = Pу = 1,1 · 11,97 = 13,17 МПа
2. Избыточные внутренние давления:
- при испытании кондуктора на герметичность избыточное внутреннее давление
составит:
при Z = 0
Рви = Роп = 13,17 МПа
при Z = 450 м
Рви = 13,17 + 9,81 · 10-6 · (1100 - 1121) · 450 = 13,08 МПа
3. Избыточные наружные давления:
- на момент окончания продавки тампонажного раствора за колонну:
при Z = 0
Рни = 0
при Z = 450 м
Рни = 9,81 · 10-6 · (1651 - 1100) · 450 = 2,43 МПа
- на момент нефтегазопроявления с открытым устьем (полное замещение бурового
раствора пластовым флюидом):
при Z = 0
Рни = 0
при Z = 450 м
Рни = 9,81 · 10-6 · 1121 · 450 – 0,6 · 13,36 · 450 / 1840 = 2,98 МПа.
4. Опрессовка пород под башмаком:
Роп. устье = 0,9 · 0,018 · 450 – 9,81 · 10-6 · 1100 · 450 = 2,44 МПа
Промежуточная (эксплуатационная) колонна диаметром 245 мм 0 - 1840 м
(полное опорожнение, напорный горизонт Vbk1 с кровлей 1844 м, в скважине газ)
1. Внутренние давления:
- во время ликвидации открытого фонтанирования газом, устье закрыто:
при Z = 0 м
S = 0,0001 · 0,6 · (1844 - 0) = 0,111
es = (2 + 0,111) / (2 – 0,111) = 1,118
Рв  Р у 
при Z = 1844 м
13,36
 11,95 МПа
1,118
Рв = Рпл = 13,36 МПа
- при вызове притока снижением уровня жидкости в колонне:
Рви = 1840 · 9,81 · 10-6 · 878 = 15,85 МПа
- на устье при испытании колонны на герметичность без пакера:
Pв = Pу = 1,1 · 15,85 = 17,45 МПа
2. Избыточные внутренние давления:
- при испытании колонны на герметичность избыточное внутреннее давление
составит:
при Z = 0 м
Рви = Роп = 17,45 МПа
при Z = 1840 м
Рви = 17,45 + 9,81 · 10-6 · (1000 - 1121) · 1840 = 15,26 МПа
3. Избыточные наружные давления:
- на момент окончания продавки тампонажного раствора за колонну:
при Z = 0
Рни = 0
при Z = 1840 м
Рни = 9,81 · 10-6 · (1586 - 1000) · 1840 = 10,57 МПа
- на момент нефтегазопроявления с открытым устьем (полное замещение бурового
раствора пластовым флюидом):
при Z = 0 м
Рни = 0
при Z = 1541 м
Рни = 9,81 · 10-6 · 1121· 1541 – 0,6 · 13,36 · 1541 / 1844 = 10,23
при Z = 1840 м
Рни = 9,81 · 10-6 · 1121 · 1840 – 0,6 · 13,36 · 1840 / 1844 = 12,22
МПа
МПа
- на момент окончания эксплуатации:
при Z = 0 м
Рни = 0
при Z = 1541 м
Рни = 9,81 · 10-6 · 1121 · 1541 - 1 = 15,91 МПа
4. Опрессовка пород под башмаком:
Роп. устье = 0,9 · 1840 · 0,019 – 9,81 · 10-6 · 1180 · 1840 = 10,18 МПа
Хвостовик диаметром 168 мм 1690 – 1910 м
Проявляющий горизонт Vbk1 с кровлей 1844 м, до уровня жидкости в колонне 1100 м
1. Внутренние давления
- во время ликвидации открытого фонтанирования газожидкостной смесью, устье
закрыто:
при Z = 1840 м
Рв = 13,36 – 10-6 · 830 · 9,81 · (1844 – 1840) = 13,33 МПа
при Z = 1910 м
Рв = 13,36 – 10-6 · 830 · 9,81 · (1844 – 1910) = 13,91 МПа
2. Наружные давления
при Z = 1840 м
Рн = 10-6 · 1121 · 9,81 · 1840 = 20,63 МПа
при Z = 1910 м
Рн = 10-6 · 1121 · 9,81 · 1910 = 21,41 МПа
3. Давление опрессовки на устье при внутреннем давлении вовремя вызова притока
снижением уровня жидкости в колонне 15,85 МПа
Ропр.у. = 1,1 · 15,85 = 17,45МПа
4. Избыточные внутренние давления при испытании колонны на герметичность без
пакера:
при Z = 1840 м
Рви = 17,45 + 10-6 · (1000 - 1121) · 9,81 · 1840 = 15,2 МПа
при Z = 1910 м
Рви = 17,45 + 10-6 · (1000 - 1121) · 9,81 · 1910 = 15,18 МПа
5. Избыточные наружные давления
- по моменту окончания продавки - пренебрегаем: малые величины;
- по моменту фонтанирования при открытом устье:
при Z = 0 м
Рни = 0 МПа
при Z = 1840 м
Рни = 20,63 - 0,6 · 1840 · 13,36/1844 = 12,65 МПа
при Z = 1910 м
Рни = 21,41 - 0,6 · 1910 ·13,36/1844 = 13,13 МПа
Хвостовик боковокого ствола диаметром 168 мм 1391 – 1860 м
Расчет ведется из условий: проявляющий горизонт Vbk1 с кровлей 1844 м, до уровня
жидкости в колонне 1100 м, заколонный пакер на глубине 1850 м, окно зарезки бокового
ствола на глубине 1541 м.
1. Внутренние давления
- во время ликвидации открытого фонтанирования газожидкостной смесью, устье
закрыто:
при Z = 1541 м
Рв = 13,36 – 10-6 · 830 · 9,81 · (1844 – 1541) = 10,89 МПа
при Z = 1850 м
Рв = 13,36 – 10-6 · 830 · 9,81 · (1844 – 1850) = 13,41 МПа
2. Наружные давления
при Z = 1541 м
Рн = 10-6 · 1121 · 9,81 · 1541 = 16,95 МПа
при Z = 1850 м
Рн = 10-6 · 1121 · 9,81 · 1850 = 20,34 МПа
3. Давление опрессовки на устье, при внутреннем давлении вовремя вызова притока
снижением уровня жидкости в колонне 15,85 МПа
Ру = 1,1 · 15,85 = 17,45 МПа
4. Избыточные внутренние давления при испытании колонны на герметичность без
пакера:
при Z = 1541 м
Рви = 17,45 + 10-6 · 1000 · 9,81 · 1541 - 16,95 = 15,62 МПа
при Z = 1850 м
Рви = 17,45 + 10-6 · 1000 · 9,81 · 1850 - 20,34 = 15,26 МПа
5. Избыточные наружные давления
- по моменту окончания продавки - пренебрегаем: малые величины;
- на момент окончания эксплуатации:
при Z = 1541 м
Рни = 10-6 · 1121 · 9,81 · 1541 - 1 = 15,95 МПа
при Z = 1850 м
Рни = 10-6 · 1121 · 9,81 · 1850 - 1 = 19,34 МПа
- по моменту фонтанирования при открытом устье:
при Z = 1541 м
Рни = 16,95 - 0,6 · 1541 · 13,36/1844 = 10,27 МПа
при Z = 1850 м
Рни = 20,34 - 0,6 · 1850 · 13,36/1844 = 12,32 МПа
2.7.3 Обоснование глубины спуска кондуктора
Глубина спуска кондуктора определяется из расчета предупреждения прорыва
пластового флюида под башмаком колонны при возможности газопроявлений из
нижележащих продуктивных горизонтов по формуле:
Нк = 1,105 · Рвн / φ,
где
φ – градиент гидроразрыва пород под башмаком кондуктора (0,0180);
Рвн – давление у башмака кондуктора при газопроявлении и закрытом устье
(6,76 МПа);
1,105 – отношение коэффициентов безопасности 1,05 и 0,95
Нк = 1,105 · 6,76 / 0,018 = 415 м
Глубину спуска кондуктора принимаем 450 м, с установкой башмака в плотные
глинистые породы, и исходя из условия перекрытия всей мощности ММП (включая нулевую
изотерму) не менее, чем на 50 м, согласно требованиям ПБ 08-624-03 [3] п. 2.10.6. Подошва
ММП на глубине 180 м.
Диаметр кондуктора принимается равным 324 мм, из условия проходимости
породоразрушающих инструментов при бурении под промежуточную (эксплуатационную)
колонну и ее беспрепятственного спуска
2.7.5 Результаты расчета колонн
Таблица 2.7.2 – Исходные данные для расчета направления
Наименование
Единицы измерения
Значение
м
м
м
MПа
кг/м3
60,0
0,0
1844,0
4,20
1500,0
0,6
1100,0
1121,0
1100,0
426,0
10,0
Расстояние от устья скважины до башмака колонны
Расстояние от устья скважины до уровня цементного раствора
Расстояние от устья скважины до уровня газопроявляющего пласта
Давление пластовое на глубине проявляющего пласта
Средняя плотность цементного раствора за колонной
Относительная плотность газа по воздуху
Плотность испытательной жидкости
Плотность жидкости за колонной
Расстояние от устья скважины до уровня пластового флюида в скважине
Диаметр трубы
Высота цементного стакана в колонне
кг/м3
кг/м3
м
мм
м
Таблица 2.7.3 – Результаты расчета
Вес, кН
Дли
Интер-на
вал
секспуска,
ции,
м
м
Тип
резьбовых
соединений
1
2
3
60-0
60
Батресс
Избыточные давления, МПа
ДавлеКоэффициент запаса прочности
Страние
Наружное
Внутреннее
начало
интервала
конец интервала
ТолгиваопресДиащина
ющая
внутвнутМарка
совки
нараметр,
стенна1м
начало конец начало конец
рен- страрен- стра
стали
труб на смястающ
смямм
ки, трубы
груз- интер- интер интер- интер
нее гиванее гива
поверх- тие
ий
тие
мм
ка,
вала
-вала
вала
вала
давле- ние
давле -ние
ности,
кН
ние
-ние
МПа
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
426
Д
10,0
1,065
63,9
2796
-
-
-
-
7,0
-
-
-
-
-
-
Таблица 2.7.4 – Исходные данные для расчета кондуктора
Наименование
Единицы измерения
Значение
м
м
м
MПа
кг/м3
450,0
0,0
1844,0
13,36
1651,0
0,6
1100,0
1121,0
1100,0
324,0
10,0
Расстояние от устья скважины до башмака колонны
Расстояние от устья скважины до уровня цементного раствора
Расстояние от устья скважины до уровня газопроявляющего пласта
Давление пластовое на глубине проявляющего пласта
Средняя плотность цементного раствора за колонной
Относительная плотность газа по воздуху
Плотность испытательной жидкости
Плотность жидкости за колонной
Расстояние от устья скважины до уровня пластового флюида в скважине
Диаметр трубы
Высота цементного стакана в колонне
кг/м3
кг/м3
м
мм
м
Таблица 2.7.5 – Результаты расчета
Вес, кН
Дли
Интер-на
вал
секспуска,
ции,
м
м
1
450-0
2
Тип
резьбовых
соединений
3
450 TMK FMC
(TTL-01)
Избыточные давления, МПа
ДавлеКоэффициент запаса прочности
Страние
Наружное
Внутреннее
начало интервала
конец интервала
ТолгиваопресДиащина
ющая
внутвнутМарка
совки
нараметр,
стенна1м
начало
конец
начало
конец
ренстрарен- стра
стали
труб на смястающ
смямм
ки, трубы
груз- интер- интер интер- интер
нее
гиванее гива
поверх- тие
ий
тие
мм
ка,
вала
-вала
вала
вала
давле- ние
давле -ние
ности,
кН
ние
-ние
МПа
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
324
Д
9,5
0,746
335,7
2796
2,98
0
13,08
13,17
13,83
2,35
1,49
-
-
1,48
-
Окончание таблицы 2.7.5
Примечания
1 Давление на устье при проверке колонны на герметичность 13,17 МПа. Давление на устье при опрессовке цементного кольца 2,44 МПа,
плотность раствора 1100 кг/м3.
2 Допускается применение обсадных труб импортного производства с другими резьбовыми соединениями, соответствующих по прочностным
характеристикам трубам предусмотренным проектной документацией.
3 Прочерк обозначает большой запас прочности.
4 Вес обсадной колонны диаметром 324 мм для заказа с учетом запаса 5 % составляет: 352,48 кН.
5 Прочностные параметры обсадных труб рассчитаны из условия испытания на герметичность в один прием с устья без применения
пакера.
6 Диаметр трубы по муфте – 351 мм.
0
13,17
0
50
100
Н, м
150
200
250
300
350
400
450
13,08
0
2
2,98
4
6
8
10
12
14
Р, МПа
Рни – на момент нефтегазопроявления с открытым устьем
Рви – при испытании на герметичность
Интервал 450 - 0 м, обсадная труба d = 324 мм «Д», n = 9,5 мм, Рвн = 19,5 МПа, Ркр = 7,0 МПа
Рисунок 2.7.1 – Эпюра избыточных давлений
Таблица 2.7.6 – Исходные данные для расчета промежуточной (эксплуатационной) колонны
Наименование
Единицы измерения
Значение
м
м
м
MПа
кг/м3
1840,0
0,0
1844,0
13,36
1586,0
0,60
878,0
1000,0
1121,0
245,0
10,0
Расстояние от устья скважины до башмака колонны
Расстояние от устья скважины до уровня цементного раствора
Расстояние от устья скважины до уровня газопроявляющего пласта
Давление пластовое на глубине проявляющего пласта
Средняя плотность цементного раствора за колонной
Относительный удельный вес газа по воздуху
Плотность пластового флюида в колонне
Плотность испытательной жидкости
Плотность жидкости за колонной
Расстояние от устья скважины до уровня пластового флюида в скважине
Диаметр трубы
Высота цементного стакана в колонне
кг/м3
кг/м3
кг/м3
м
мм
м
Таблица 2.7.7 – Результаты расчета
Вес, кН
Интервал
спуска,
м
Допу
Тип
ТолстиДли-на
Мар
резьбо- Диащина
мая
секка
наравых
метр,
стенна1м
ции,
стастающ
соедине мм
ки, трубы
грузм
ли
ий
-ний
мм
ка,
кН
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1840-0
1840
TMK
FMC
245
Е
8,9
0,519
955,0
2086
Избыточные давления, МПа
Наружное
Внутреннее
ДавлеКоэффициент запаса прочности
ние
начало интервала
конец интервала
опресвнутвнутсовки
начало конец начало конец труб на
рен- страрен- стра
смясмяинтер- интер интер- интер поверхнее гиванее гива
тие
тие
вала
-вала
вала
вала
давле- ние
давле -ние
ности,
ние
-ние
МПа
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
15,91
0,0
15,26
17,45
18,32
1,03
2,31
-
-
2,02
-
Окончание таблицы 2.7.7
Примечания
1 Давление на устье при проверке колонны на герметичность 17,45 МПа, плотность раствора 1000 кг/м3. Давление на устье при опрессовке
цементного кольца 10,18 МПа, плотность раствора 1180 кг/м3.
2 Допускается применение обсадных труб импортного производства, соответствующих по прочностным характеристикам отечественным
трубам.
3 Прочерк обозначает большой запас прочности.
4 Вес обсадной колонны диаметром 245 мм для заказа с учетом запаса 5 % составляет – 1000,3 кН.
5 Прочностные параметры обсадных труб рассчитаны из условия испытания на герметичность в один прием с устья без применения
пакера.
6 Диаметр трубы по муфте – 269,9 мм.
7 Допускается производить опресовку промежуточной колонны после получения давления «стоп».
0
0
17,45
200
400
600
Н, м
800
1000
1200
1400
10,23
15,91
1600
1800
12,22
15,26
2000
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
Р, МПа
Рни – на момент окончания эксплуатации (1541-0м), нефтегазопроявления с открытым устьем (1840-1541м)
Рви - при испытании на герметичность
Интервал 1840 – 0 м, обсадная труба d = 245 мм «Е», n = 8,9 мм, Рвн = 35,3 МПа, Ркр = 16,4 МПа
Рисунок 2.7.2 – Эпюра избыточных давлений
Таблица 2.7.8 – Исходные данные для расчета хвостовика (вертикальные стволы)
Наименование
Единицы измерения
Значение
м
м
м
MПа
МПа
кг/м3
кг/м3
кг/м3
м
мм
м
1910,0
1690,0
1844,0
13,36
1,0
1250,0
1000,0
1121,0
1100,0
168,0
10,0
Расстояние от устья скважины до башмака колонны
Расстояние от устья скважины до уровня цементного раствора
Расстояние от устья скважины до уровня газопроявляющего пласта
Давление пластовое на глубине проявляющего пласта
Давление при окончании эксплуатации
Средняя плотность цементного раствора за колонной
Плотность испытательной жидкости
Плотность жидкости за колонной
Расстояние от устья скважины до уровня пластового флюида в скважине
Диаметр трубы
Высота цементного стакана в колонне
Таблица 2.7.9 – Результаты расчета
Вес, кН
Тип
ТолГрупрезьбо- Диащина
па
вых
метр,
стенпрочн
соедине мм
ки,
ости
-ний
мм
Интервал
спуска,
м
Длина
секции,
м
1
2
3
4
5
19101690
220
TMK
GF
168
Е
1м
трубы
нарастающий
6
7
8
8,9
0,351
77,22
Избыточные давления, МПа
ДавлеКоэффициент запаса прочности
Допу
ние
Наружное
Внутреннее
начало интервала
конец интервала
стиопресмая
внутвнутсовки
начанаконец начало конец
рен- страрентруб на смяло
смястраги
грузинтер- интер- интер поверхнее гиванее вание
интертие
тие
ка,
вала
вала
вала
давле- ние
давле
ности,
вала
кН
ние
-ние
МПа
9
10
11
12
13
14
15
16
17 18
19
20
1411
13,13 12,65
15,18
15,2
-
-
-
-
-
-
-
Окончание таблицы 2.7.9
Примечания
1 Давление на устье при проверке колонны на герметичность 17,45 МПа (опрессовка на растворе плотностью 1000 кг/м3).
2 Прочерк обозначает большой запас прочности.
3 Вес обсадной колонны диаметром 168 мм для заказа с учетом запаса 5 % составляет: 81,1 кН.
4 Прочностные параметры обсадных труб рассчитаны из условия испытания на герметичность в один прием с устья без применения
пакера.
5 Диаметр трубы по муфте – 187,9 мм.
1830
12,65
15,2
1840
1850
Н, м
1860
1870
1880
1890
1900
1910
13,13
15,18
1920
11
12
13
14
15
16
Р, МПа
Рни – на момент фонтанирования при открытом устье
Рви - при испытании на герметичность
Интервал 1690 – 1910 м, обсадная труба d = 168 мм «Е», n = 8,9 мм, Рвн = 51,3 МПа, Ркр = 39,7 МПа
Рисунок 2.7.2 – Эпюра избыточных давлений
Таблица 2.7.10 – Исходные данные для расчета хвостовика-фильтра (боковой ствол)
Наименование
Единицы измерения
Значение
м
м
м
MПа
МПа
кг/м3
кг/м3
кг/м3
м
мм
м
1850,0
1391,0
1844,0
13,36
1,0
1375,0
1000,0
1121,0
1100,0
168,0
10,0
Расстояние от устья скважины до ПГМЦ
Расстояние от устья скважины до уровня цементного раствора
Расстояние от устья скважины до уровня газопроявляющего пласта
Давление пластовое на глубине проявляющего пласта
Давление при окончании эксплуатации
Средняя плотность цементного раствора за колонной
Плотность испытательной жидкости
Плотность жидкости за колонной
Расстояние от устья скважины до уровня пластового флюида в скважине
Диаметр трубы
Высота цементного стакана в колонне
Таблица 2.7.11 – Результаты расчета
Вес, кН
Тип
ТолГрупрезьбо- Диащина
па
вых
метр,
стенпрочн
соедине мм
ки,
ости
ний
мм
Интервал
спуска,
м
Длина
секции,
м
1
2
3
4
5
20441391
653
TMK
GF
168
168
23442044
300
TMK
GF
1м
трубы
нарастающий
6
7
8
Е
8,9
0,351
229,2
Д
8,9
0,357
336,41
Избыточные давления, МПа
ДавлеКоэффициент запаса прочности
Допу
ние
Наружное
Внутреннее
начало интервала
конец интервала
стиопресмая
внутвнутсовки
начанаконец начало конец
рен- страрентруб на смяло
смястраги
грузинтер интер- интер
нее гиванее вание
поверх- тие
интер
тие
ка,
-вала
вала
вала
давле- ние
давле
ности,
-вала
кН
ние
-ние
МПа
9
10
11
12
13
14
15
16
17 18
19
20
1411
19,34 15,95
15,26
15,62
-
2,0
-
-
2,4
-
-
Окончание таблицы 2.7.11
Примечания
1 Давление на устье при проверке колонны на герметичность 17,45 МПа (опрессовка на воде плотностью 1000 кг/м3).
2 Прочерк обозначает большой запас прочности.
3 Вес обсадной колонны диаметром 168 мм для заказа с учетом запаса 5 % составляет: 240,1 кН.
4 Прочностные параметры обсадных труб рассчитаны из условия испытания на герметичность в один прием с устья без применения
пакера.
5 Диаметр трубы по муфте – 187,9 мм.
6 Согласно API 5 ST – толщина стенки обсадной трубы в любой точке не должна быть меньше чем толщина номинальная минус
допускаемое минусовое отклонение 12,5 %.
1500
15,62
1550
15,95
1600
Н, м
1650
1700
1750
1800
1850
19,34
15,26
1900
13
14
15
16
17
18
19
20
Р, МПа
Рни – на момент окончания эксплуатации
Рви - при испытании на герметичность
Интервал 1391 – 1850 м, обсадная труба d = 168 мм «L-80», n = 8,9 мм, Рвн = 51,3 МПа, Ркр = 39,7 МПа
Рисунок 2.7.3 – Эпюра избыточных давлений
2.7.6 Технологическая оснастка обсадных колонн
Таблица 2.7.12 – Технологическая оснастка обсадных колонн
Наименование
и диаметр
колонн, мм
Наименование
элемента
оснастки
Шифр
элемента
оснастки
Нормативные
документы
на изготовление
1
2
3
4
Направление
426 мм
Кондуктор
324 мм
Техническая характеристика
длина
диаметр, мм
вес,
(высота)
наруж- внуткН
м
ный
ренний
5
6
7
8
Количество,
шт
Расстояние
установки от башмака,
м
9
10
Башмак
БКБ 426
ТУ 3663-079-007440022010
451
220
0,425
1,45
1
0
Клапан
ЦКОД1.426
ТУ 3663-060-00744002-04
451
-
0,420
1,07
1
10
Центратор
пружинный
ЦЦ 2-426/490 ТУ 3663-032-00136596-04
555
430
0,64
0,26
3
Пробка (нижняя) ПРП-Ц-Н-426 ТУ 2539-002-34981104-02
420
-
0,49
0,65
1
Пробка (верхняя) ПРП-Ц-В-426
ТУ 2539-002-34981104-02
420
-
0,49
0,65
1
Башмак
БКБ.324
ТУ 3663-026-44888724-03
351
160
0,39
0,85
1
0
Клапан
ЦКОД1.324
ТУ 3663-060-00744002-04
351
300
0,40
0,92
1
10
Центратор
пружинный
ПЦ324/394
ТУ 3663-029-44888724-03
448
329
0,68
0,133
16
в интервале:
0-450 м
через 30 м
Центратортурбулизатор
ЦТЖС
324/394
383
329
0,2
0,164
317
317
-
0,40
040
0,28
0,28
1
1
-
Пробка (нижняя) ПРП-Ц-Н-324
Пробка (верхняя) ПРП-Ц-В-324
ТУ 3663-032-00136596-04
ТУ 2539-002-34981104-02
ТУ 2539-002-34981104-02
в интервале:
0-60 м
через 30 м
Продолжение таблицы 2.7.12
1
2
Промежуточная Башмак
(эксплуатацион
ная)
Клапан
колонна
245 мм
Центратор
пружинный
Центратор
турбулизатор
3
БКМ-245
ЦКОД1.245
ПЦ245/29502
ЦТГ-245/295
4
5
6
7
8
9
10
ТУ 3663-079-007440022010
270
120
0,378
0,53
1
0
ТУ 3663-060-00744002-04
270
220
0,378
0,53
2
10
327
249
0,68
0,09
9
46
в интервале:
0-450 м через 50м
450-1840 м через 30 м
ТУ 3663-093-007440022010
ТУ 3663-032-00136596-04
286
250
0,34
0,24
15
в интервале:
0-450 м через 30 м
Пробка (нижняя) ПРП-Ц-Н-245
ТУ 2539-002-34981104-02
233
-
0,295
0,10
1
-
Пробка (верхняя) ПРП-Ц-В-245
ТУ 2539-002-34981104-02
233
-
0,295
0,10
1
-
Продолжение таблицы 2.7.12
1
Хвостовик
168 мм
2
3
4
Башмак
БКБ 168
Клапан
ЦКОД1.168
Стоп-патрубок
ПХЦ.168/245.051 ТУ 3663-108-00744002-
ТУ 3663-079-007440022010
ТУ 3663-060-00744002-04
5
6
7
8
9
10
188
80
0,303
0,23
1
0
188
-
0,37
0,25
1
10
1
10,5
168
2010
Центратор
пружинный
Подвеска
хвостовика
гидромеханическая
цементируемая
ПЦ 168/216-01
ПХГМЦ168/245
ТУ 3663-093-007440022010
254
171
0,68
0,072
7
в интервале:
1910-1690м через 30 м
ТУ 3665-096-007440022010
209
150
4,69
2,5
1
220 м
Окончание таблицы 2.7.12
1
Хвостовикфильтр
бокового
ствола
168 мм
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Башмак с обратным
клапаном
УСПГЦ2.168/245 ТУ 3663-082-00744002.060
2010
188
-
0,716
0,51
1
0
Клапан обратный
188
-
0,525
0,30
1
300 м
Центратор
пружинный
УСПГЦ2.168/245 ТУ 3663-080-00744002.080
2010
ПЦ 168/216-01
ТУ 3663-093-007440022010
254
171
0,68
0,072
Турбулизатор
потока-центратор
ТПЦ-ЛМ 168/216 ТУ 3663-006-279138482007
206
172
0,170
0,06
25
4
10
в интервале:
2044-1541м через 20 м,
1541- 1391м через 33 м
в интервале:
2044-1500м через 44 м
ТУ 3665-096-007440022010
209
150
4,69
2,5
1
953 м
ТУ 3663-088-007440022010
ТУ 3663-059-007440022010
195
144
4,725
3,35
1
300 м
187,7
150,2
10,0
7,80
30
в интервале:
2044-2344 м
Подвеска хвостовика ПХГМЦ168/245
гидромеханическая
цементируемая
Пакер
ПГМЦ.168
гидравлический
Фильтр скважинный ФБ 168
Примечания
1 Допускается по согласованию с заказчиком производить замену оснастки на импортную с аналогичными характеристиками.
2 Подвеска хвостовика цементируемая производства ОАО «Тяжпрессмаш». Подвеска должна обеспечивать спуск, цементирование, подвеску и
герметизацию хвостовика диаметром 168 мм. Иметь возможность гидравлического и механического способа разъединения от транспортной колонны, защиту
от преждевременного срабатывания. Обеспечивать, в случае выявления негерметичности между эксплуатационной колонной и хвостовиком,
возможность герметичного наращивания хвостовика с сохранением проходного канала. Допускается применение телескопического переводника
для облегчения разъединения транспортной колоны от хвостовика.
3 В комплект подвески входит стоп-патрубок УСПГЦ2.168/245.051, пробка ПЦВ50-78-87-115
4 Подвесные устройства закупаются после проведения конкурса на их поставку.
5 Клапан располагается ниже пакера над секцией фильтров.
6 Фильтр ФБ – 10-20 отв. на погонный метр диаметром 12-18 мм. Количество отверстий, их диаметр и материал заглушек может меняться по решению
технологической службы Заказчика.
2.7.7 Режим спуска обсадных труб
Таблица 2.7.13 – Режим спуска обсадных труб
Название
Смазка для резьбовых
Момент свинчивания Допускаемая скорость ПериодичПромежуточные промывки
колонны
соединений
обсадных
спуска
ность
труб,
долива, глубина по количешифр или
нормативные
интервал глубин, велиподача
2)
м
название
документы на
м
чина,
вертикали,
ство
насосов,
кНм
изготовление
м/с
м
циклов
л/с
от
до
(верх)
(низ)
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
ТУ 0254-005Направление УС-1,
постоянно
54044229-02,
Bakerlok
426 мм
26,6
0
60
0,2через
60
2
56
импорт
threadlocking
0,5
ЦКОД
compound
ТУ 0254-031Кондуктор РУСМА Р-4,
22,5-25-28,1
0
60
0,4- постоянно
60
1
45
РУС-Премиум
*
46377243-04,
324 мм
0,8
через
«Bestolife» (3000®,
ТУ 254-00860
450
0,2ЦКОД
450
2
3010® NM Special,
54044229-05,
0,5
4010 NM, 4040 NM)
Промежуточ РУСМА Р-4,
ная колонна РУС-Премиум *
«Bestolife» (3000®,
245 мм
®
Хвостовик
168 мм
3010 NM Special,
4010 NM, 4040 NM)
РУСМА Р-4,
РУС-Премиум *
Хвостовик- РУСМА Р-4,
фильтр
РУС-Премиум *
168 мм
импорт
ТУ 0254-03146377243-04,
ТУ 254-00854044229-05,
импорт
ТУ 0254-03146377243-04,
ТУ 254-00854044229-05
ТУ 0254-03146377243-04,
ТУ 254-00854044229-05
12,6-14,0-15,4
10,3-11,6-12,9
10,3-11,6-12,9
0
450
450
1840
0
1810
1840
1910
0
1541
1541
1850
0,40,8
0,20,5
постоянно
через
ЦКОД
450,
1200,
1840
1
1
2
45
0,40,5
0,20,3
0,40,5
0,20,3
через 50 м
спуска
колонны
1000
1840
1910
1
1
2
12
1
1
1
2
12
через 50 м
1000
спуска
1541
колонны 1800(1950)
1860(2344)
Окончание таблицы 2.7.13
Примечания
1 Перед затаскиванием обсадных труб на буровую и их наворотом производится шаблонировка внутреннего диаметра труб
стандартными шаблонами согласно РД 39-00147001-767-2000. Трубы, через которые шаблон не проходит, необходимо отбраковывать.
2 Момент свинчивания уточняется моментомером в зависимости от толщины стенки обсадных труб и муфт, согласно сертификату
завода-изготовителя.
3 При спуске кондуктора и промежуточной колонны резьбовые соединения обратного клапана и нижних 4-5 обсадных труб крепятся
отверждаемым герметиком типа Bakerlok threadlocking compound или аналогом с целью предупреждения их отворота при разбуривании
цементного стакана и обратного клапана.
4 Периодичность долива обсадной колонны при ее спуске принята в соответствии с п. 2.7.7.7 ПБ 08-624-03 [3].
5 Bakerlok threadlocking compound – отверждаемый герметик.
6 * - использование смазки РУСМА Р-4 допускается до 26.11.2012 г., смазки РУС-Премиум до 13.08.2012 г.
2.7.8 Исходные данные к расчету цементирования колонн
Таблица 2.7.14 – Исходные данные к расчету цементирования колонн
от
(низ)
до
(верх)
1
Направление
2
426
3
60
4
60
5
0
Кондуктор
324
450
450
250
250
0
Промежуточная
(эксплуатационная)
колонна
245
1840
1840
1390
245
1840
1390
0
Хвостовик
Хвостовик
-фильтр
бокового
ствола
168
-
1690
168
-
1391
Тампонажный
материал
ПлотДиаметр Коэф- ВодоКоличество сухого
ность
долота фициент твердо
компонента для
тамповнутрен- каверноз е отно- приготовления 1 м3 раствора,
нажний
-ности шение
тонн
ного
диаметр
(в/т)
раствора колонны,
3
мм
кг/м
Содержан Плотность
ие
буферной
химреаге жидкости,
3
нтов в
кг/м
жидкости
затворени
я,
%
NTPF 29
Интервал
подъема
цемента
(верт.), м
Atrem
Premimum
Глубина
спуcка, м
Atrem
Antifoam
Диаметр
колонн
мм
цемент
Наименование
колонн
(секций)
6
ЦТРО-Арм
7
1500
8
490
9
1,30
10
0,57
11
0,951
12
-
13
-
14
-
15
6 СаСl2
16
-
ЦТРС-50 Арм
1840
393,7
1,30
0,50
1,119
-
-
-
6 СaCl2
1280
ЦТРО-Арм
1500
393,7
1,30
0,57
0,938
-
-
-
6 СaCl2
ЦТКС
1790
295,3
1,20
0,47
1,198
ЦТРО-Арм
1520
295,3
1,20
0,65
0,860
2,42·1
0-3
-
3,03·1
0-3
-
2,42·1 6 СaCl2
0-3
11,5 NaCl
1280
+6 СаСl2
Окончание таблицы 2.7.14
ЦТКС
1790
215,9
1,10
0,47
1,198
2,42·1
0-3
3,03·1
0-3
2,42·1
0-3
6 СаСl2
1850 ЦТКС
(2044)
1790
215,9
1,10
0,47
1,198
2,42·1
0-3
3,03·1
0-3
2,42·1
0-3
6 СаСl2
1910
1280
1
Примечания:
1 Расход материалов корректируется по данным кавернометрии, количество химреагентов в жидкости затворения уточняется в
лабораторных условиях.
2 ЦТРО-Арм – цемент тампонажный расширяющийся облегчённый с армирующими добавками по ТУ 5734-003-80338612-2005.
3 ЦТРС-50 Арм - цемент тампонажный расширяющийся стабилизированный с армирующими добавками по ТУ 5734-007-80338612-2006.
4 ЦТКС – цемент тампонажный коррозионно-стойкий по ТУ 5734-14-80338612-2011.
5 Допускается применение других типов сертифицированных материалов для цементирования имеющих аналогичные характеристики и
свойства.
6 При расчетах следует учитывать отличие плотности 6 % растворов CaCl2 и NaCl от плотности пресной воды.
7. Допускается применение аналогичных проектным типов тампонажных смесей по физико-механическим характеристикам и стойкости к
агресивному воздействию пластовых вод. Альтернативные смеси должны удовлетворять требованиям ГОСТ 1581-96 и РД 39-001147001-7672000 «Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин»
2.7.9 Физико-механические свойства тампонажных растворов и цементного камня
Таблица 2.7.15 – Физико-механические свойства тампонажных растворов и цементного камня
Состав раствора
1
ЦТРО-Арм +0,57 раствор 6 %
СаСl2
1 ЦТРС-50 Арм + 0,5 раствор
6 % СaCl2
2 ЦТРО-Арм + 0,57 раствор 6 %
СaCl2
ТемпеПлотность,
3
ратура
кг/м
твердения,
С
Растекаемость,
мм
Сроки
схватывания,
ч-мин
начало
5
Направление
Прочность камня на
изгиб через 2 суток,
МПа
Водоотделение, мл
конец
6
изгиб
7
4-10
7-20
4-50
8-30
2,0
1,0
6,1
3,2
непроницаем
0
1840
Кондуктор
235
2-30
3-00
4,0
10,5
непроницаем
0
5
1840
235
6-10
7-50
2,0
5,8
-
0
20
1500
220
4-10
4-50
2,0
6,1
непроницаем
0
5
1500
220
7-20
8-30
1,0
3,2
-
-
2
3
4
20
5
1500
1500
220
220
20
сжатие
8
Газопроницаемость
камня через 2
суток,
10-15 м2
9
10
Продолжение таблицы 2.7.15
Промежуточная (эксплуатационная) колонна
1 ЦТКС + 0,2% Atren Antifoam
P+0,25% Atren Premimum+0,2%
NTPF 29+0,47 раствор 6% СаСl2
(ρ=1050 кг/м3)
22
1790
200
7-00
7-40
2,0
7,5
непроницаем
0
2 ЦТРО-Арм + 0,73 раствор
(11,5% NaCl+ 6% СаСl2
ρ=1132 кг/м3)
22
1520
226
4-05
4-40
1,8
5,7
непроницаем
0
12
1520
226
8-00
9-20
1,3
4,5
-
0
7,5
непроницаем
0
Хвостовик, хвостовик-фильтр бокового ствола
1 ЦТКС + 0,2% Atrem Antifoam
P+0,25% Atrem Premimum+0,2%
NTPF 29+0,47 раствор 6% СаСl2
(ρ=1050 кг/м3)
22
1790
200
7-00
7-40
2,0
Окончание таблицы 2.7.15
Примечания:
1 Срок ОЗЦ кондуктора не менее 48 часов, ОЗЦ промежуточной, эксплуатационной колонн и хвостовика - не менее 72 часов ([89]. п.
6.1.6). Допускается сокращение сроков ОЗЦ по результатам испытания проб цементного раствора;
2 Опрессовка промежуточной и эксплуатационной колонны производится во время цементирования после получения давления «стоп» с
выдержкой 30 минут;
3 Atrem Antifoom, Atrem Premium (Показатели водоотдачи, газоблокаторы) NTPF 29 вводятся в сухом виде к массе сухой смеси;
4 Согласно ПБ 08-624-03 время загустевания тампонажного раствора при динамической температуре и давлении в цементируемом
интервале должно быть на 25 % больше расчётного времени цементирования, но не менее чем на 30 и не более чем на 90 мин;
2.7.10 Параметры и компонентный состав буферной жидкости
Таблица 2.7.16– Параметры и компонентный состав буферной жидкости
Состав
1
СБП-3
4%-ный раствор
NaCl
ТПФН
СБП-3
4%-ный раствор
NaCl
ТПФН
СБП-3
4%-ный раствор
NaCl
ТПФН
Масса, кг на 1м3
2
580,0
Количество,
тонн
Плотность,
кг/м3
3
4
Условная
вязкость,
с
5
Кондуктор:
Показатель
фильтрации
по ВМ-6,
см3/30мин
Корка, мм
6
7
Вытесняющая, незамерзающая буферная жидкость в объеме 10 м3
5,8
1280
70,0
≤ 30
1,5
Реологические параметры
пластическая
вязкость,
сПз
8
динамическое
напряжение
сдвига, дПа
9
30
160
700
7,0
1280
70,0
≤ 30
1,5
30
160
10
0,1
1280
70,0
≤ 30
1,5
30
160
Промежуточная (эксплуатационная) колонна:
Вытесняющая, незамерзающая буферная жидкость в объеме 10 м3
5,8
1280
70
≤ 30
1,5
30
160
1,5
30
160
1,5
30
160
Вытесняющая, незамерзающая буферная жидкость в объёме 5,0 м3
2,90
1280
70
≤ 30
1,5
30
160
580
700
10
580
7,0
1280
70
≤ 30
0,1
1280
70
≤ 30
Хвостовик, хвостовик-фильтр бокового ствола:
700
3,50
1280
70
≤ 30
1,5
30
160
10
0,05
1280
70
≤ 30
1,5
30
160
Примечание – СБП-3 смесь буферная порошкообразная по ТУ 5717-008-80338612-2007
2.7.11 Потребное количество материалов, оборудования и цементировочной техники
Таблица 2.7.18 - Потребное количество материалов, оборудования и цементировочной техники
Наименование
Нормативные
Ед.
Потребное количество
работ,
документы на
измере- НаправКондуктор
Промежуточная
Хвостовик
материалов
изготовление
ния
ление
(эксплуатационная)
колонна
2
1
3
4
5
6
7
ТУ
ЦТРО-Арм
5734-003-80338612т
7,100
18,09
45,14
2005
ТУ
5734-007-80338612ЦТРС-50 Арм
т
21,440
2006
ТУ
5734-14-80338612ЦТКС
т
21,50
5,600
2011
ГОСТ 450-77
СаСl2
т
0,432
1,236
2,50
0,170
ТУ
NaCl
2432-011-00203803т
3,61
1998
Техническая вода
-
Atrem
Antifoam
Atrem
Premimum
NTPF 29
Продавочная
жидкость
ТУ 2458-00863121839-2010
ТУ 2458-01963121839-2011
-
Хвостовикфильтр
бокового
ствола
8
Таблица
по
сборнику
цен [5]
9
-
-
-
-
16,050
-
0,450
-
-
м3
4,400
20,600
41,50
2,900
7,500
-
т
-
-
0,043
0,011
0,032
-
т
-
-
0,054
0,014
0,040
-
т
-
-
0,043
0,011
0,032
-
м3
7,100
35,300
81,500
21,400
26,800
-
Продолжение таблицы 2.7.18
1
2
СБП-3
ТУ
5734-008-803386122007
т
-
5,800
5,800
2,900
2,900
-
-
м3
-
7,000
7,000
3,500
3,500
-
т
-
0,280
0,280
0,140
0,140
-
т
-
0,100
0,100
0,050
0,050
-
-
Техническая вода
NaCl
ТПФН
3
4
5
6
Материалы и химреагенты для приготовления буферной жидкости
ТУ
2432-011-002038031998
ТУ
2148-095-233809042004
7
8
9
Количество тампонажной и специальной техники
ЦА-320М (Север)
-
шт
2
4
5
3
3
УНП 2х320х40
СМН-20
(УС-6-30)
СКЦ-2М
(СКУПЦ)
БМ-700
ППУ-3М
(ППУ-1600)
Осреднительная
ёмкость
-
шт
1
1
1
1
1
-
шт
1
4
7
2
2
-
-
шт
1
1
1
1
1
-
-
шт
1
1
1
1
1
-
-
шт
1
1
1
1
1
-
-
шт
1
2
2
1
1
-
Работа агрегатов
Подогрев воды перед цементированием:
ч
24
24
24
ч
8
8
8
24
8
24
8
3-19-01-02
3-17-01-01
ППУ
ЦА-320М
-
Окончание таблицы 2.7.18
1
2
ППУ-3М
ЦА-320
Затарка
СМН-20
цементом
Затарка СМ-20 СБП-3
-
ч
ч
12
9
12
9
-
ч
1,2
т
-
-
7
8
9
12
9
12
9
12
9
3-19-01-02
3-17-01-01
37,850
64,400
5,500
15,900
3-17-01-02
5,800
5,800
2,900
2,900
3-17-01-02
44
21
12
21
12
21
3-17-01-02
3-17-01-01
2
2
2
2
2
2
2
2
2
3-17-01-05
3-17-01-03
3-17-01-01
3
4
5
6
Приготовление и подогрев буферной жидкости перед цементированием:
Дежурство агрегатов и перетарка цемента перед цементированием
СМН-20М
ЦА-320М
-
ч
ч
СКЦ-2М
БМ-700
ЦА-320
-
ЦА-320М
(Север-1)
ППУ-3М
СКЦ-2М (СКУПЦ)
БМ-700
Осреднительная
ёмкость
-
ч
5,3
5
6
4
4
3-17-01-01
-
ч
ч
ч
3
1,8
1,8
3
1
1
3
1
1
3
1
1
3
1
1
3-19-01-02
3-17-01-05
3-17-01-03
ч
1,8
2
2
1
1
3-17-01-04
ЦА-320М
-
ч
48
48
48
3-17-01-01
484,8
484,8
3-17-02-06
12
21
24
21
Тарировка приборов перед цементированием
ч
ч
ч
2
2
2
2
2
2
Работы по цементированию
Дежурство агрегатов на период ОЗЦ:
36
48
Дежурство на период бурения и крепления зоны продуктивного пласта:
4АН-700
-
ч
-
-
-
Пр и м еча н и я:
1 Количество СМН-20 при цементировании промежуточной колонны принято из условия непрерывности процесса цементирования плюс один смеситель – для перетарки
облегченных тампонажных смесей.
2 Количество СМН-20 при цементировании эксплуатационной колонны принято из условия нахождения всей тампонажной техники на площадке бурения для
непрерывности процесса цементирования всей колонны.
3 Допускается применение импортной тампонажной техники.
4 Для цементирования хвостовиков объем расчетного тампонажного раствора необходимо увеличить на 2-3 м3 для обеспечения надежного цементирования колонны
2.7.12 Гидравлический расчет цементирования
Таблица 2.7.19 – Гидравлический расчет цементирования. Исходные данные
Наименование
Единица
показателей
измерения направление кондуктор
1
Значение
промежуточная
(эксплуатационная)
колонна
хвостовик
хвостовикфильтр
2
3
4
5
6
7
мм
490,0
393,7
295,3
215,9
215,9
1,3
1,3
1,2
1,1
1,1
м
60,0
450,0
1840,0
1910,0
1860,0
(2344,0)
м
60,0
450,0
1840,0
1910
1850,0
(2044,0)
МПа/м
0,0176
0,0180
0,0190
0,0226
0,0226
- наружный диаметр
мм
426,0
324,0
245,0
168,0
168,0
- толщина стенки
мм
10,0
9,5
8,9
8,9
8,9
м
60,0
450,0
1840,0
220,0
653,0
- промывочной жидкости
кг/м3
1100,0
1100,0
1240,0
1180,0
1180,0
- облегченный тампонажный раствор
кг/м3
1500,0
1500,0
1520,0
-
-
- цементного раствора нормальной
плотности
кг/м3
-
1840,0
1790,0
1790,0
1790,0
Диаметр долота
Коэффициент кавернозности
Глубина спуска колонны
Глубина залегания пласта
склонного к гидроразрыву
наиболее
Градиент давления гидроразрыва пород
в зоне слабого пласта
Цементируемая обсадная колонна:
- длина секции
Плотность раствора:
Окончание таблицы 2.7.19
1
2
3
4
5
6
7
- продавочной жидкости
кг/м3
1100,0
1100,0
1000,0
1000,0
1000,0
- буферной жидкости
кг/м3
-
1280,0
1280,0
1280,0
1280,0
- опрессовочной жидкости
кг/м3
1100,0
1100,0
1000,0
1000,0
1000,0
- облегченный цементный раствор
м
60,0
250,0
1390,0
-
-
- цементного раствора нормальной
плотности
м
-
200,0
450,0
220,0
653,0
Высота цементного стакана
м
10,0
10,0
10,0
10,0
1,0
Объем буферной жидкости
м3
0,0
10,0
10,0
5,0
5,0
Высота столбов жидкостей в затрубье:
Таблица 2.7.20 – Результаты гидравлического расчета цементирования направления
Наименование
Фактический диаметр скважины
Давление гидроразрыва слабого пласта
Допустимое давление на слабый пласт (коэффициент запаса = 5%)
Объем продавочной жидкости
Средняя плотность жидкости в затрубье в конце продавки
Тип
Плотно Объем Суммар Произзакачиваемо
сть, порции ный водительй жидкости
кг/м3
м3
объем,
ность
в колонне
м3
ЦА, м3/с гидро- гидростати- сопрот
ческое
ивления
Единица
измерения
м
МПа
МПа
м3
кг/м3
Значение
0,5587
1,056
1,003
6,47
1500,0
Давление, МПа
2
3
4
5
6
7
8
9
гидравлических
сопротив
-лений в
обвязке
ЦА
10
ЦР
1500,0
7,45
7,45
0,015
0,873
0,000
0,648
0,000
0,36
0,648
70,50
0,14
9
9
Продавочная
1100,0
5,47
12,92
0,025
0,717
0,000
0,845
0,001
0,80
0,845
19,66
0,93
4
13
Продавочная
1100,0
1,00
13,92
0,005
0,687
0,000
0,883
0,000
0,12
0,883
13,74
0,32
4
17
1
в затрубье
гидро- гидростати- сопрот
ческое
ивления
П р и м е ч а н и е – Общее время цементирования +5 мин (25%) – 22 мин.
ожидае
мое
на
слабый
пласт
Время
выполнения, мин
на
опера нараст
цементировоч
ции
ающее
ной головке
допу в конце
стим операц
ое
ии
12
13
14
15
11
Давление, МПа
Давление, МПа
204,45
200
204,45
150
119,49
101,82
100
50
25
15
15
25
5
0
0
5
10
предельно-допустимая производительность ЦА при закачивании
рекомендуемая производительность ЦА при закачивании
70,72
70,5
50
19,66
13,74
0,93
0,36
0
0,14
0
5
10
давление на цем. головке, соответствующее предельно-допустимой производительности закачивания
давление на цем. головке, соответствующее рекомендуемой производительности закачивания
1,06
0,85
0,65
0,65
0
0
5
давление гидроразрыва слабого пласта
10
ожидаемое давление на слабый пласт
7,45
0
6,47
5
10
Общий объем закачиваемой жидкости, куб.м
ЦР
Продавочная
Рисунок 2.7.4 – Гидравлический режим цементирования направления
0,32
1,06
0,88
Таблица 2.7.21 – Результаты гидравлического расчета цементирования кондуктора
Наименование
Фактический диаметр скважины
Давление гидроразрыва слабого пласта
Допустимое давление на слабый пласт (коэффициент запаса = 5%)
Объем продавочной жидкости
Средняя плотность жидкости в затрубье в конце продавки
Тип
Плот- Объем
СумПроиззакачивае- тность порции марводи3
3
мой
кг/м
м
ный
тельв колонне
жидкости
объем,
ность
гидро- гидром3
ЦА, м3/с стати- сопроческое
тивления
Единица
измерения
м
МПа
МПа
м3
кг/м3
Значение
0,4489
8,100
7,695
32,13
1651,1
Давление, МПа
Время
выполнения, мин
ожида
на
опера- нарасемое цементировочн
ции
таюна
ой головке
щее
слабый допус в конце
пласт тимое операц
ии
11
12
13
14
15
2
3
4
5
6
7
8
9
гидравлических
сопротив
-лений в
обвязке
ЦА
10
Буферная
1280,0
10,00
10,00
0,015
5,098
0,001
4,856
0,004
0,36
4,860
112,31
0,13
12
12
ОТР
1500,0
17,22
27,22
0,020
6,023
0,003
4,856
0,007
0,55
4,863
111,44
-0,60
15
27
ЦР
1840,0
15,89
43,11
0,020
7,348
0,003
5,102
0,007
0,55
5,109
92,43
-1,68
14
41
Продавочная
1100,0
20,13
63,24
0,027
6,122
0,005
6,295
0,016
0,91
6,311
35,00
1,11
13
54
Продавочная
1100,0
10,00
73,24
0,015
5,127
0,001
7,109
0,006
0,36
7,115
13,18
2,35
12
66
Продавочная
1100,0
2,00
75,24
0,005
4,929
0,000
7,289
0,001
0,12
7,289
9,67
2,48
7
73
1
в затрубье
гидро- гидростати- сопроческое
тивления
П р и м е ч а н и е – Общее время цементирования +19 мин (25%) – 92 мин.
Давление, МПа
Давление, МПа
237,79
250
237,79
221,51
200
148,02
150
90,83
75,26
100
50
20
15
27
20
20
27
15
15
5
0
0
10
20
30
40
50
60
предельно-допустимая производительность ЦА при закачивании
рекомендуемая производительность ЦА при закачивании
105,56
70
104,73
100
86,68
50
33,72
0,13
-0,56
0
1,09
-1,59
0
12,92
9,58
2,282,4
10
20
30
40
50
60
70
давление на цем. головке, соответствующее предельно-допустимой производительности закачивания
давление на цем. головке, соответствующее рекомендуемой производительности закачивания
10
8,1
8,1
7,127,29
6,35
4,95
5,2
4,95
5
0
0
10
20
30
давление гидроразрыва слабого пласта
10
0
17,22
10
40
50
60
ожидаемое давление на слабый пласт
15,89
20
30
Буферная
ОТР
70
32,13
40
50
Общий объем закачиваемой жидкости, куб.м
ЦР
60
Продавочная
Рисунок 2.7.5 – Гидравлический режим цементирования кондуктора
70
Таблица 2.7.22 (Э) – Результаты гидравлического расчета цементирования промежуточной (эксплуатационной) колонны
Наименование
Фактический диаметр скважины
Давление гидроразрыва слабого пласта
Допустимое давление на слабый пласт (коэффициент запаса = 5%)
Объем продавочной жидкости
Средняя плотность жидкости в затрубье в конце продавки
Тип
Плот- Объем Суммар Произзакачиваемой ность, порции ный водительжидкости
кг/м3
м3
объем,
ность
м3
ЦА, м3/с
в колонне
гидро- гидростати- сопроческое
тивления
Единица
измерения
м
МПа
МПа
м3
кг/м3
Значение
0,3235
34,960
33,212
74,15
1586,0
Давление, МПа
в затрубье
гидро- гидростати- сопроческое
тивления
гидрав
лических
сопротивлений в
обвязке
ЦА
ожидае
на
мое
цементировочна
ной головке
слабый допус в конце
пласт тимое операции
Время
выполнения,
мин
опе- нарасратаюции
щее
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
Буферная
ОТР
ЦР
Продавочная
Продавочная
Продавочная
1280,0
1520,0
1790,0
1000,0
1000,0
1000,0
10,00
44,56
16,16
52,15
20,00
2,00
10,00
54,56
70,71
122,86
142,86
144,86
0,015
0,020
0,020
0,027
0,015
0,005
22,479
25,500
27,651
24,957
22,703
22,436
0,024
0,049
0,053
0,087
0,024
0,003
22,383
22,383
22,383
25,501
28,295
28,629
0,125
0,222
0,222
0,461
0,158
0,018
0,36
0,55
0,55
0,91
0,36
0,12
22,507
22,605
22,605
25,962
28,453
28,646
26,17
23,31
21,27
17,50
15,58
15,43
0,41
-2,29
-4,44
2,00
6,14
6,34
12
38
14
33
23
7
12
50
64
97
120
127
Примечания
1 Общее время цементирования +32 мин (25%) – 159 мин.
2 *- Для предотвращения возникновения вакуума в обсадной колонне и нарушения сплошности потока цементного раствора в процессе закачки его в
скважину, обеспечить регулирование количества выхода жидкости из скважины путем штуциирования в затрубном пространстве, при этом не допускать
падение давления ниже 0,2 МПа на цементировочной головке.
3 Во время остановок циркуляции, при запуске цементировочных пробок, предусмотреть закрытие кранов на блоке дросселирования.
Давление, МПа
Давление, МПа
2015
5
20 20 15
120
110
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
104,57
104,57
104,57
82,67
62,67
60,15
27
20
27
20
15
5
0
10
30
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
120
предельно-допустимая производительность ЦА при закачивании
рекомендуемая производительность ЦА при закачивании
130
140
150
26,17
23,31
25
21,27
20
17,5
15,58
15,43
15
10
6,14
5
6,34
2
0,41
0
-2,29
-4,44
-5
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
120
130
140
150
давление на цем. головке, соответствующее предельно-допустимой производительности закачивания
давление на цем. головке, соответствующее рекомендуемой производительности закачивания
40
34,96
34,96
35
30
28,45
28,65
25,96
25
22,6
22,51
22,6
20
0
10
20
30
40
50
60
70
давление гидроразрыва слабого пласта
10
0
44,56
10
20
30
80
90
100
110
120
130
ожидаемое давление на слабый пласт
16,16
40
50
60
70
140
150
140
150
74,15
80
90
100
110
Общий объем закачиваемой жидкости, куб.м
120
130
Буферная
ОТР
ЦР
Продавочная
Для предотвращения возникновения вакуума в обсадной колонне и нарушения сплошности потока цементного
раствора в процессе закачки его в скважину, обеспечить регулирование количества выхода жидкости из
скважины путем штуциирования в затрубном пространстве, при этом не допускать падение давления ниже
0,2 МПа на цементировочной головке
Рисунок 2.7.6 – Гидравлический режим цементирования промежуточной
(эксплуатационной) колонны
Таблица 2.7.23 – Результаты гидравлического расчета цементирования хвостовика
Наименование
Единица
измерения
м
МПа
МПа
м3
кг/м3
Фактический диаметр скважины
Давление гидроразрыва слабого пласта
Допустимое давление на слабый пласт (коэффициент запаса = 5%)
Объем продавочной жидкости
Средняя плотность жидкости в затрубье в конце продавки
Тип
закачиваемой
жидкости
Плотность,
кг/м3
Объем СумПроизпор- марный водитель
ции, объем,
-ность
3
3
м
м
ЦА, м3/с
1
2
3
4
5
6
7
8
Буферная
1280,0
5,00
5,00
0,009
21,833
0,307
ЦР
1790,0
4,20
9,20
0,009
24,818
Продавочная
1000,0
17,37
26,57
0,009
Продавочная
1000,0
2,00
28,57
0,005
Значение
0,2264
43,166
41,008
19,37
1250,0
Давление, МПа
ожидае
мое
на
слабый
пласт
9
гидравлических
сопротивлений в
обвязке
ЦА
10
20,986
0,052
0,20
21,038
45,40
0,349
20,986
0,052
0,20
21,038
21,794
0,307
22,057
0,055
0,20
21,051
0,091
22,713
0,017
0,12
в колонне
гидро- гидростати- сопроческое
тивления
в затрубье
гидро- гидростатисопроческое
тивления
П р и м е ч а н и е – Общее время цементирования +15 мин (25%) – 73 мин.
11
на
цементировочной головке
допус- в конце
тимое операци
и
12
13
Время
выполнения, мин
опера- нарасции
тающее
14
15
-0,29
10
10
45,11
-3,23
8
18
22,111
42,75
0,82
33
51
22,730
41,43
1,89
7
58
Давление, МПа
Давление, МПа
100
90
80
73,11
73,11
9
9
69,38
70
67,18
60
50
40
30
20
10
9
5
0
0
10
20
предельно-допустимая производительность ЦА при закачивании
рекомендуемая производительность ЦА при закачивании
55
50
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
-5
45,4
45,11
42,75 41,43
0,82
-0,29
0
30
1,89
-3,23
10
20
30
давление на цем. головке, соответствующее предельно-допустимой производительности закачивания
давление на цем. головке, соответствующее рекомендуемой производительности закачивания
50
43,17
45
43,17
40
35
30
25
21,04
22,11 22,73
21,04
20
15
0
10
давление гидроразрыва слабого пласта
5
0
4,2
20
ожидаемое давление на слабый пласт
30
19,37
10
20
Общий объем закачиваемой жидкости, куб.м
Буферная
ЦР
Продавочная
Рисунок 2.7.7 – Гидравлический режим цементирования хвостовика
30
Таблица 2.7.24 – Результаты гидравлического расчета цементирования хвостовика-фильтра (боковой ствол)
Наименование
Единица
измерения
м
МПа
МПа
м3
кг/м3
Фактический диаметр скважины
Давление гидроразрыва слабого пласта
Допустимое давление на слабый пласт (коэффициент запаса = 5%)
Объем продавочной жидкости
Средняя плотность жидкости в затрубье в конце продавки
Тип
закачиваемой
жидкости
Плотность,
кг/м3
Объем СумПроизпор- марный водитель
ции, объем,
ность
3
3
м
м
ЦА, м3/с
1
2
3
4
5
6
7
8
Буферная
1280,0
5,00
5,00
0,009
21,174
0,270
ЦР
1790,0
12,04
17,04
0,009
29,342
Продавочная
1000,0
22,27
39,31
0,009
Продавочная
1000,0
2,00
41,31
0,005
Значение
0,2264
41,810
39,720
24,27
1375,0
Давление, МПа
ожидае
мое
на
слабый
пласт
9
Гидравлических
сопротивлений в
обвязке
ЦА
10
20,326
0,082
0,20
20,408
39,09
0,374
20,326
0,082
0,20
20,408
20,730
0,264
22,965
0,093
0,20
20,329
0,080
23,621
0,030
0,12
в колонне
гидро- гидростати- сопроческое
тивления
Примечания
1 – Общее время цементирования +15 мин (25%) – 103 мин.
в затрубье
гидро- гидростатисопроческое
тивления
11
на
цементировочной головке
допус- в конце
тимое операции
12
13
Время
выполнения, мин
опера- нарасции
тающее
14
15
-0,30
10
10
36,61
-8,36
23
33
23,057
34,40
2,79
42
75
23,651
33,57
3,52
7
82
80
69,54
69,54
70
60,81
58,78
60
50
40
30
20
9
10
9
9
5
0
0
10
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
-5
-10
20
30
предельно-допустимая производительность ЦА при закачивании
рекомендуемая производительность ЦА при закачивании
39,09
40
36,61
34,4
33,57
2,79 3,52
-0,3
-8,36
0
10
20
30
40
давление на цем. головке, соответствующее предельно-допустимой производительности закачивания
давление на цем. головке, соответствующее рекомендуемой производительности закачивания
45
41,81
41,81
40
35
30
23,06
25
20,41
20,41
20
0
10
20
давление гидроразрыва слабого пласта
5
0
12,04
10
30
ожидаемое давление на слабый пласт
40
24,27
20
30
Общий объем закачиваемой жидкости, куб.м
Буферная
ЦР
Продавочная
Рисунок 2.7.8 – Гидравлический режим цементирования хвостовика
40
23,65
Таблица 2.7.25 - Монтаж противовыбросового оборудования и линий выкидов
Количество
Шифр и номер
позиции
норматива
Наименование
оборудования
Единица
измерения
кондуктор
промежуточная
колонна
эксплуатационная
колонна
хвостовик
ОП5-350/80х21 ХЛ
комплект
1
1
-
-
3-21-01-05
3-21-01-06
ОКК1-210-245х324 К1ХЛ
комплект
1
Выкидные линии
10 погонных
метров
0,6
-
-
-
3-21-01-07
Опорные стойки (пригрузы)
под выкидные линии
штука
6
-
-
-
3-21-01-08
3-21-01-09
Манифольд МПБ2-80х21
10 погонных
метров
штука
4,5
Опорные стойки под
манифольд
10
Примечания:
1 Монтаж ПВО производится только после полного окончания ОЗЦ кондуктора.;
2 Длина выкидных линий прнята 30 м исходя из условия – скважина нефтяная, газовый фактор менее 200 м3/сут;
3 Проектом допускается увеличение длины выкидных линий до 100 м.
2-07-08-59
2-07-08-60
2-07-08-63
2-07-08-64
Таблица 2.7.26 - Работа специальной техники
Тип
агрегата,
машины
Единица
измерения
- колонны с ПВО
ЦА- 320 М
агр/опер.
3/1
3/1
4/1
4/1
3-17-01-01
- выкидных линий ПВО
ЦА-320М
агр/опер.
2
2
3
3
3-17-01-01
трубная
база
труба
50 / 1
204 / 1
24 / 1
72 / 1
3-17-01-01
ЦА-320М
СДА 20/251
агр/опер.
агр/опер
1/1
1/1
1/1
1/1
-
-
3-17-01-01
3-19-01-03
- цементного кольца
ЦА-320М
агр/опер.
1
1
-
-
3-17-01-01
- межколонного
пространства
(незамерзающей жидкостью)
ЦА-320М
агр/опер.
-
1/1
-
-
3-17-01-01
Работа трактора
Т-130
час
106 / 1
322 / 1
823,2 / 1
246,3 / 1
405,6 / 1
472754002
Работа бульдозера
Т-130Б
час
4/1
4/1
4/1
4/1
481211003
Наименование работы
Показатель / количество вызовов агрегата
направление промежуточная эксплуатацикондуктор
колонна
онный
хвостовик
хостовик
бокового
ствола
Номера
расценок
По сборнику
цен
Опрессовка:
обсадных
поверхности
труб
на
- приустьевой части колонны
с колонной головкой:
- водой;
- азотом
Таблица 2.7.26 – Техника, применяемая при выполнении подготовительных и строительно-монтажных работ
Наименование техники
1
Вес единицы
3
Количество, шт.
4
Т-170 Б-170 М-01Е
17,48
1/0
2 Трактор 124 кВт
Т-170МБ.01
18,90
1/1
3 Кран на гусеничном ходу
Т-130 КСГ-6
33,00
1/1
ДЗ-98
19,50
1/0
1 Бульдозер гусеничный 124 кВт
4 Автогрейдер
Марка
2
Содержание автодорог в зимний период
5 Ямобур
Монтаж, демонтаж и передвижка буровой установки
1 Кран на гусеничном ходу
Т-130 КСГ-6
33,00
1/1
2 Кран на гусеничном ходу
Т-130 КП-25
33,00
1/1
3 Трактор 124 кВт
Т-170МБ.01
18,90
1/1
4 Бульдозер гусеничный 124 кВт
Т-170 Б-170 М-01Е
17,48
1/0
5 Кран на пневматическом ходу
МКТ-40
пробег
1/1
2.7.13 Перечень работ по контролю за процессами бурения и крепления скважины
Таблица 2.7.27 – Перечень работ по контролю за процессами бурения и крепления скважины
Контролируемые
показатели
Технические средства,
способы контроля
Периодичность
контроля
На стадии бурения скважины
Механическая скорость бурения
пульт бурильщика
Постоянно
в
процессе
бурения
Давление на стояке манифольда и в индикатор давления
Постоянно
в
процессе
затрубье
бурения
Расход бурового раствора на входе и индукционный
Постоянно
в
процессе
выходе из скважины
расходомер бурового бурения
раствора
Скорость спуска и подъема бурильного пульт бурильщика
Постоянно при СПО
инструмента
Скорость вращения ротора и крутящий пульт бурильщика
Постоянно
в
процессе
момент
бурения
Плотность бурового раствора на входе ареометр АГ-1
Регламентровано
и выходе из скважины
таблицей 2.5.2.1
Параметры бурового раствора
полевая лаборатория Регламентровано
промывочной
таблицей 2.5.2.1
жидкости
Температура бурового раствора на полевая лаборатория Регламентровано
входе и выходе из скважины
промывочной
таблицей 2.5.2.1
жидкости
Уровень в доливной ёмкости
указатель уровня в Постоянно
в
процессе
приемных емкостях
бурения
Объемное содержание газа в буровом пульт бурильщика
Постоянно
в
процессе
растворе, выходящем из скважины
бурения
Вес на крюке
пульт
бурильщика, Постоянно
в
процессе
датчик нагрузки на бурения
крюке
На стадии крепления скважины
Момент свинчивания труб с записью маментомер
диаграмм
Скорость спуска обсадной колонны
пульт бурильщика
Вес на крюке
пульт
бурильщика,
датчик нагрузки на
крюке
Давление на цементировочной головке манометр МТИ,
станция
контроля
цементирования
Давление в трубном и затрубном станция
контроля
пространстве при ОЗЦ
цементирования
Расход раствора на входе и выходе их станция
контроля
скважины
цементирования
Постоянно при спуске труб
Постоянно при спуске труб
Постоянно
при
спуске
обсадной колонны
Постоянно с начала
цементирования
При ОЗЦ
При промывке, затворении и
продавке
Окончание таблицы 2.7.27
1
2
Плотности бурового и тампонажного Ареометр
станция
растворов на входе и выходе из контроля
скважины
цементирования
Температура раствора на входе и станция
контроля
выходе из скважины
цементирования
Время: закачки, продавки
станция
контроля
цементирования
Отбор проб тампонажного раствора
-
3
При промывке, затворении и
продавке
Постоянно при затворении и
продавке
В процессе затворения, в
конце продавки на выходе из
скважины
После ОЗЦ
После ОЗЦ
Наличие цементного камня
АКЦ, ЦМ, Т
Сцепление цементного камня с АКЦ, ЛМ
обсадной
колонной
и
стенкой
скважины
Герметичность крепи, межколонного опрессовка
колонны После ОЗЦ и разбуривания
пространства, ПВО, цементного кольца ЦА-320М,
станция цементного стакана
с записью диаграмм в реальном контроля
времени
цементирования
Примечание - Наименование конструктивных узлов
и шифры, количество средств
автоматизации, контроля и диспетчиризации приведены в таблице 2.11.2.
2.8 Технология освоения скважины
2.8.1 Технико-технологические решения по освоению скважин
2.8.1.1 Освоение вертикального ствола
Перед началом работ по освоению производится спуск шаблона, скребка до
искусственного забоя. Произвести замену бурового раствора в стволе скважины на
техническую воду, промыть скважину в течение двух циклов.
Опрессовать эксплуатационный хвостовик совместно с фонтанной арматурой на
давление15,45 МПа.. Произвести замену технической воды на CaCl2 плотностью 1180 кг/м3.
Произвести промывку скважины до полной очистки забоя, подъем бурового
инструмента с постоянным и контролируемым доливом, подготовить скважину, территорию,
составить акт готовности скважины для проведения прострелочно-взрывных работ с
получением разрешения представителя противофонтанной службы.
Вторичное вскрытие продуктивного объекта производится на каротажном кабеле на
репрессии перфораторами типа КПО-102, Power Jet 4505, Power Jet Omega 4505, либо
аналогами отечественного или импортного производства, с контролем перфорации ГК и ЛМ.
После проведения вторичного вскрытия следует произвести спуск колонны НКТ,
оборудованной геофизической воронкой до кровли продуктивного пласта. Спуск производить с
замером, шаблонировкой и промежуточными промывками.
После спуска колонны НКТ и оборудования устья скважины следует опрессовать
верхнюю часть ФА совместно с факельными и нагнетательными линиями с составлением акта и
получением разрешения на производство работ по вызову притока.
Далее следует произвести замену технологического раствора в стволе скважины на
нефть плотностью 830 - 870 кг/м3, промыть скважину в течение двух циклов.
Далее следует произвести очистку призабойной зоны пласта (ПЗП) методом обратных
промывок нефтью. Время промывки на каждом режиме - до удаления механических примесей,
но не менее двух циклов. Повторно произвести промывки с противодавлением обратным
ходом.
Промыть скважину в течение двух циклов. При наличии в потоке механических
примесей и ФБР промывки продолжить до их полного удаления.
При необходимости предусмотреть применение колтюбинговой установки, типа М-20.
Произвести плавный запуск скважины.
При недостаточной депрессии производится снижение уровня скважинной жидкости с
помощью азотных установок типа СДА 20/251,либо аналогов отечественного или импортного
производства.
Проведение технологических операций при снижении уровня скважинной жидкости
азотными
установками
должно
исключать
возможность
образования
взрывоопасных
газообразных смесей на устье и в стволе скважины.
Далее скважина плавно пускается в работу по трубному пространству и отрабатывается
на факел на шайбах обеспечивающих депрессию до 20 - 30 % от Рпл. Скважина отрабатывается
до полной очистки от техногенных примесей не более трех суток.
После полной очистки скважины и выхода ее на устойчивый режим работы, проводятся
газогидродинамические исследования (ГДИ) на 3 режимах, запись кривой восстановления
давления (КВД), кривой восстановления уровня (КВУ) по утвержденному плану. Для
лабораторных анализов отбираются устьевые пробы и глубинные пробы нефти, пробы
нефтяного газа после сепаратора.
Результаты вызова притока, и исследований оформить актом.
В условиях образования гидратов в затрубное пространство подают ингибитор
гидратообразования (метанол)
В процессе отработки скважины на шайбах, осуществлять мониторинг устьевых
параметров скважины, в том числе произвести определение дебита. По результатам анализа
полученной информации, составить дизайн газодинамического исследования скважины и план
работ на его проведение. В плане должно быть обосновано достаточное количество циклов
установившихся отборов (индикаторная диаграмма) и их последовательность, количество
циклов неустановившейся фильтрации (КВД), а также определена временная составляющая.
При получении непереливающих притоков, по результатам предварительных наблюдений,
спланировать и осуществить запись кривой восстановления уровня (КВУ). Все ГДИС
выполнять глубинными термоманометрами в точке записи максимально приближенной к
испытываемому объекту.
2.8.1.2 Освоение бокового ствола
После исследования вертикального ствола, его ликвидации, строительства бокового
горизонтального ствола и разбуривания заглушек хвостовика-фильтра ФБ-168 производится его
освоение.
Произвести спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) до верхних отверстий
ФБ – 168. Низ колонны НКТ оборудовать воронкой.
Устанавливается верхняя часть фонтанной арматуры (ФА), на буфере фонтанной
арматуры, трубном, затрубном, межколонном пространствах скважины, а также на штуцерном
блоке задвижек устанавливаются технические манометры с трехходовыми кранами, а на одной
из рабочих струн арматуры - термометр. Производятся опрессовки обвязки и ФА.
Произвести замену бурового раствора в стволе скважины на нефть, промыть скважину в
течение двух циклов с противодавлением, препятствующим поступлению пластового флюида в
скважину.
Дальнейшие работы по освоению скважины производить с применением колтюбинговой
установки типа М-20.
Внутрь колонны НКТ до башмака хвостовика-фильтра спускается безмуфтовая
длинномерная труба (БДТ) колтюбинговой установки. Произвести замену бурового раствора в
фильтровой части скважины на нефть.
С целью получения наиболее эффективной очистки интервала продуктивного пласта
произвести промывку участка установки фильтра и забоя скважины нефтью.
Далее следует произвести очистку призабойной зоны пласта (ПЗП) методом обратных
промывок нефтью. Время промывки на каждом режиме - до удаления механических примесей,
но не менее двух циклов. Повторно произвести промывки с противодавлением обратным
ходом.
Промыть скважину в течение двух циклов. При наличии в потоке механических
примесей и ФБР промывки продолжить до их полного удаления.
При необходимости предусмотреть применение колтюбинговой установки, типа М-20.
Произвести плавный запуск скважины.
При недостаточной депрессии производится снижение уровня скважинной жидкости с
помощью азотных установок типа СДА 20/251,либо аналогов отечественного или импортного
производства.
Проведение технологических операций при снижении уровня скважинной жидкости
азотными
установками
должно
исключать
возможность
образования
взрывоопасных
газообразных смесей на устье и в стволе скважины.
Далее скважина плавно пускается в работу по трубному пространству и отрабатывается
на факел на шайбах обеспечивающих депрессию до 20 - 30 % от Рпл. Скважина отрабатывается
до полной очистки от техногенных примесей не более трех суток.
После полной очистки скважины и выхода ее на устойчивый режим работы, проводятся
газогидродинамические исследования (ГДИ) на 3 режимах, запись кривой восстановления
давления (КВД), кривой восстановления уровня (КВУ) по утвержденному плану. Для
лабораторных анализов отбираются устьевые пробы и глубинные пробы нефти, пробы
нефтяного газа после сепаратора.
Результаты вызова притока, и исследований оформить актом.
В условиях образования гидратов в затрубное пространство подают ингибитор
гидратообразования (метанол).
В процессе отработки скважины на шайбах, осуществлять мониторинг устьевых
параметров скважины, в том числе произвести определение дебита. По результатам анализа
полученной информации, составить дизайн газодинамического исследования скважины и план
работ на его проведение. В плане должно быть обосновано достаточное количество циклов
установившихся отборов (индикаторная диаграмма) и их последовательность, количество
циклов неустановившейся фильтрации (КВД), а также определена временная составляющая.
При получении непереливающих притоков, по результатам предварительных наблюдений,
спланировать и осуществить запись кривой восстановления уровня (КВУ). Все ГДИС
выполнять глубинными термоманометрами в точке записи максимально приближенной к
испытываемому объекту.
2.8.2 Подготовительные и монтажные работы
Таблица 2.8.2 – Подготовительные и монтажные работы
Наименование работ
1
1 Монтаж ОП4-180/80х21 ХЛ (ОП4-230/80х21 ХЛ)
2 Выкидная линия для освоения (факельная)
3 Опорные стойки под линию освоения
4 Нагнетательная линия
5 Опорные стойки под нагнетательную линию
6 Сепаратор ГС 1-64-600-09-Г2С
7 Замерная емкость (V=25 м3)
8 Емкость для сбора нефти (V= 50 м3)
9 Продувочная линия трубопровода до сепаратора и после
10 Монтаж трубопровода от сепаратора до замерной емкости
11Опорные стойки под выкидные линии
12 Монтаж емкостей под технологические растворы (V до 50 м3)
13 Обвязка емкостей
14 Система обогрева емкостей
15 Монтаж емкости под метанол (V = 10 м3)
16 Обвязка емкости
Единицы
измерения
2
комплект
10 п.м.
штук
10 п.м.
штук
комплект
штук
штук
10 м
10 м
штук
штук
штук
cистема
штук
штук
Количество
3
1
20
40
7
14
1
1
2
10
3,0
20
2
2
2
1
1
Номер расценок по
сборнику цен
4
31.5/450
2-07-08-59,60
2-07-08-63,64
2-07-08-59,60
2-07-08-63,64
2-07-02-11,12
2-07-03-07,08
2-07-03-07,08
2-07-08-59,60
2-07-08-59,60
2-07-08-63,64
2-07-03-07,08
2-07-04-11,12
2-07-04-15,16
2-07-03-07,08
2-07-04-11,12
2.8.3 Оборудование для испытания
Таблица 2.8.3 – Оборудование для испытания
Интервалы
испытания
(по стволу), м
от
до
(верх)
(низ)
1
1850*
(1850)
2
1860*
(1860)
Тип
установки
Количес
тво
смен
Устьевое оборудование
тип фонтанной
арматуры
3
БУ-4200/250
4
2
5
тип
превентора
6
пилотный вертикальный ствол
АФК 1 Э-65х21-4К1
ОП4-180/80х21 ХЛ
ХЛ-4Ф-М
(ОП4-230/80х21
с кабельным вводом
ХЛ)
(АФ6-80/65х21
К1ХЛ)
Забойное
оборудование
Оборудование при
газодинамических
исследованиях
тип
интервал
(глубина)
установки
фильтра,
м
7
8
9
-
ДИКТ, глубинные манометры,
термометры,
глубинные
пробоотборники,
сепаратор,
каротажный комплекс; емкости
для замера-1шт. (V=25 м3); для
сбора нефти (V=50 м3) - 2шт.,
образцовые
манометры,
лубрикатор
(2044-2344)
ДИКТ, глубинные манометры,
термометры,
глубинные
пробоотборники,
сепаратор,
каротажный комплекс; емкости
для замера-1шт. (V=25 м3); для
сбора нефти (V=50 м3) - 2шт.,
образцовые
манометры,
лубрикатор
-
боковой ствол
1850** 1860**
(2044) (2344)
УПА 60/80
2
АФК 1 Э-65х21-4К1
ХЛ-4Ф-М
с кабельным вводом
(АФ6-80/65х21
К1ХЛ)
ОП4-180/80х21 ХЛ
(ОП4-230/80х21
ФБХЛ)
168***
Примечания 1 * - пилотный вертикальный ствол;
2 ** - боковой горизонтальный ствол;
3 *** - ФБ-168 с разбуриваемыми заглушками.
4 - допускается проводить испытание скважины с применением аналога мобильной установки, а также с помощью БДТ колтюбинговой установки
2.8.4 Компоновка колонны насосно-компрессорных труб
Таблица 2.8.4 – Компоновка колонны насосно-компрессорных труб
Интервал
установки НКТ
(по стволу),
м
Длина
интерв
ала,
м
Тип труб, диаметр,
группа прочности,
толщина стенки,
м
Нагрузки, при
которых
напряжение в
трубах
достигает
предела
текучести, кН
Вес, кН
Коэффициент запаса прочности
1
погонный
метр
секции
нарастаю
щий с
коэффициенто
м 1,036
на
растяжение
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
177,09
2,05
>>1,15
>>1,32
200,74
1,8
>>1,15
>>1,32
на избыточное давление
наружное внутреннее
пилотный вертикальный ствол
0 – 1850
(0-1850)
1850
НКТ/Г-73х5,5-КХ-II
363
0 – 1850
(0 - 2044)
2044
НКТ/Г-73х5,5-КХ-II
363
0,0948 170,94
боковой ствол
0,0948
193,77
Примечания
1 Допускается применение насосно-компрессорных труб зарубежного производства с аналогичными прочностными
характеристиками и имеющими сертификат качества.
2 На комплект НКТ необходимо иметь паспорт и акт опрессовки.
3 Низ колонны насосно-компрессорных труб оборудуется воронкой типа В-60-50/90 через соответствующий переводник.
4 Обогрев колонны насосно—компрессорных труб осуществляется нагревательным кабелем КГнМПТ 12х1,5-55-90а
пропущенным внутри НКТ через лубрикатор. Средняя длина кабеля составляет 1000 м (уточняется технологической службой
Заказчика). Управление кабелем осуществляется установкой нагрева нефти УН-Н-800-100-У1 исп. Б. Подключение станции
через трансформатор ТМП-160/3-УХЛ1 по силовому кабелю КПпБП-120 3х6.
2.8.5 Вскрытие объектов при освоении
Таблица 2.8.5 – Вскрытие объектов при освоении
Интервал
испытания,
м
от
до
(верх) (низ)
Номер
объекта
испытания
Длина
вскрываемого
интервала по
стволу,
м
Интервал
установки
фильтра,
м
Тип
перфоратора
Максимальный за один
спуск перфоратора
интервал
перфорации,
м
Перфорационная среда при
вскрытии пласта
плотность
перфорации,
отв./м
1
2
3
4
5
6
пилотный вертикальный ствол
7
8
9
1850
(1850)
1860
(1860)
1*
10
-
КПО-102
4
20
СаCl2
боковой ствол
1850
1860
2**
300
2044 - 2344
буровой раствор
(2044) (2344)
Примечание
1* - пилотный вертикальный ствол;
2** - боковой горизонтальный ствол;
3 Интервалы перфорации уточняются геологической службой Заказчика по данным ГИС;
4 Допускается применение перфораторов Power Jet 4505, Power Jet Omega 4505, аналогов отечественного и импортного производства.
5 На перфораторы импортного производства необходимо иметь разрешение территориального органа Ростехнадзора.
2.8.6 Методы освоения объектов
Таблица 2.8.6 – Методы освоения объектов
Интервал
испытания, м
Вызов притока
от
(верх)
до
(низ)
метод
1
2
3
1850
(1850)
1860
(1860)
перевод на нефть, снижение
уровня азотной станцией,
плавный запуск скважины
1860
(2344)
разбуривание заглушек
фильтра, перевод на нефть,
снижение уровня азотной
станцией, плавный запуск
скважины
1850
(2044)
Газодинамические исследования
депрессия
на пласт,
МПа
тип
флюида
количество режимов
исследований
6
подвижность,
мкм2 ·
(мПа х с)
7
до 20 – 30 % от
нефть
Рпл.
боковой ствол
40
0,2
3
до 20 – 30 % от
Рпл.
40
0,2
3
4
5
пилотный вертикальный ствол
нефть
ожидаемый
средний дебит,
м3/сут.
8
Примечания
1 Количество режимов должны уточняться по данным ГИС и согласовываться с заказчиком.
2 Вызов притока производится в соответствии с требованиями п.п. 2.11.7, 2.11.8 правил ПБ 08-624-03 [4].
3 При отсутствии притока или его неудовлетворительной величине рекомендуется очистка призабойной зоны пласта (ПЗП)
методом обратных промывок с противодавлением. При недостаточной депрессии (Р) снижают уровень скважинной
жидкости с помощью азотной установки, например типа СДА 20/251, либо аналогов.
4 Исследование скважины в вертикальном и субгоризонтальном стволах проводится на трех установившихся режимах с
регистрацией КВД, КВУ.
2.8.7 Работы по интенсификации притока из пласта
Таблица 2.8.7 – Работы по интенсификации притока из пласта
Интервал испытания ,
м
от (верх)
до (низ)
1
2
1850
(1850)
1850
(2044)
Наименование работ (операций)
1860
(1860)
1860
(2344)
3
Количество
операций по каждому
объекту
4
-
1
-
1
Примечания
1 Методы интенсификации уточняются геологической службой заказчика с учетом фактических данных по ГИС, отбору керна и по
результатам гидродинамических исследований.
2 Проведение работ по каждому методу интенсификации производится по специально составленному плану и утвержденному в
установленном порядке.
Таблица 2.8.7.1– Изоляция интервалов
Номер
объекта
испытания
1
2
Интервал
установки моста,
м
от
до
(верх)
(низ)
1640
1540
1910
1590
Объем цементного
раствора на
установку
цементного моста,
м3
Тип и название
тампонажного
материала
101)
32)
ЦТКС
ЦТКС
Расход на одну операцию,
тонн
Суммарное количество на все
операции, тонн
тампонажный
материал
CaСl2
тампонажный
материал
CaСl2
1,205
1,205
0,38
0,38
12,05
3,62
3,8
1,14
Примечания:
1 Объем цементного раствора принят с учетом перекрытия интервала перфорации, установки цементных мостов в башмаке
технической колонны и интервале подвески эксплуатационного хвостовика.
2 Цементный мост для установки клина-отклонителя при вырезке окна в технической колонне
3 Объемы цементного раствора приведены с учетом запаса на подрезку «головы» цементного моста.
2.8.8 Потребное количество материалов при испытании пластов и интенсификации притока
Таблица 2.8.8 – Потребное количество материалов при испытании пластов и интенсификации притока
Шифр или название
Нормативные
документы на
изготовление
Объем на
объект,
м3
Норма
расхода,
кг/м3
1
2
3
4
Потребное количество, тонн
пилотный ствол боковой ствол
суммарное
на скважину
5
6
7
При перфорации с учетом объема для создания
72,5
235
17,04
17,04
циркуляции: раствор CaCl2 =1180 кг/м3
При вызове притока (с учетом объема для создания
72,5
60,18
830
21,8
18,09
78,27
циркуляции и потерь): нефть  = 830 (870) кг/м3
Для предотвращения гидратообразований:
10
7,96
796
15,92
метанол
10
7,96
Буровой раствор при разбуривании заглушек
Затраты на приготовление и химическую обработку учтены
74,0
(с учетом объема для создания циркуляции)
в таблице 6.17
Примечания
1 Предусмотреть запас технологического раствора в количестве 2-х объемов скважины, согласно ПБ 08-624-03, материалов и химических
реагентов для его приготовления. Допускается применение бурового раствора применяемого для первичного вскрытия продуктивного пласта
2.8.9 Работа специальной техники
Таблица 2.8.9.1 – Работа специальной техники при освоении вертикального ствола
Интервал
объекта, м
от
до
(верх) (низ)
1
Наименование работы
Количество,
шт.
б) При освоении
2 Дежурство агрегатов:
- при проведении освоения
3 Эксплуатация
Количество
пилотный ствол
Номер расценки
по ССНиР-49.1,
ЕРЕР ч.3
7
8
9
5
ЦА-320М
ЦА-320М
ЦА-320М
ЦА-320М
1
1
1
1
-
час
час
час
час
1 · 1,74
2 · 1,74
1 · 1,74
2 · 1,74
3-17-01-01
3-17-01-01
3-17-01-01
3-17-01-01
ЦА-320М
трактор Т-130
бульдозерТ-130Б
1
1
1
-
час
час
час
332,4
235,32
4,0
3-17-01-01
472754002
481211003
ЦА-320М
ППУА-1600/100*
1
1
-
час
час
470,64
470,64
3-17-01-01
3-17-02-01
БУ
1
-
час
308,4
3-19-01-01
СДА 20/251
М-20
1
1
-
час
час
69,8
24,0
3-19-01-03
3-19-01-01
3
При освоении
1 Работа агрегатов:
а) при опрессовке:
- ПВО
- выкидных линий ПВО
- ФА
- факельной линии
Единица
измерения
на
последую
щие
объекты
6
на
первый
объект
2
1850 - 1860
Наименование или
шифр агрегата
4
Окончание таблицы 2.8.9.1
1
2
3
4 Пробег агрегатов для
освоения скважины
4
ЦА-320М
ППУА-1600/100*
СДА 20/251
М-20
УНЦ-200х50
5
6
7
8
9
2
1
1
1
1
-
км
км
км
км
км
992
992
992
992
992
3-17-01-01
3-17-02-01
3-19-01-03
3-19-01-01
3-19-01-01
Примечание: 1* - ППУ применяется только в случае проведения испытания с передвижной установки после расконсервации скважины или после
приостановки работ (по экономическим причинам, отсутствие подъездных дорог и т.д.).
Таблица 2.8.9.2 – Работа специальной техники при освоении бокового ствола
Интервал
объекта, м
от
до
(верх) (низ)
1
Наименование работы
2
1850 - 1860
Наименование или
шифр агрегата
б) При освоении
2 Дежурство агрегатов:
- при проведении освоения
Единица
измерения
Количество
боковой ствол
Номер расценки
по ССНиР-49.1,
ЕРЕР ч.3
на
первый
объект
на
последую
щие
объекты
5
6
7
8
9
ЦА-320М
ЦА-320М
ЦА-320М
ЦА-320М
1
1
1
1
-
час
час
час
час
1 · 1,74
2 · 1,74
1 · 1,74
2 · 1,74
3-17-01-01
3-17-01-01
3-17-01-01
3-17-01-01
ЦА-320М
трактор Т-130
бульдозерТ-130Б
1
1
1
-
час
час
час
385,2
226,2
4,0
3-17-01-01
472754002
481211003
ЦА-320М
ППУА-1600/100*
1
1
-
час
час
452,4
452,4
3-17-01-01
3-17-02-01
УПА 60/80
СДА 20/251
М-20
1
1
1
-
час
час
час
361,2
77,0
24,0
3-19-01-01
3-19-01-03
3-19-01-01
3
При освоении
1 Работа агрегатов:
а) при опрессовке:
- ПВО
- выкидных линий ПВО
- ФА
- факельной линии
Количество,
шт.
4
3 Эксплуатация
Окончание таблицы 2.8.9.2
1
2
3
4 Пробег агрегатов для
освоения скважины
4
ЦА-320М
ППУА-1600/100*
СДА 20/251
М-20
УНЦ-200х50
УПА 60/80
5
6
7
8
9
2
1
1
1
1
1
-
км
км
км
км
км
км
992
992
992
992
992
992
3-17-01-01
3-17-02-01
3-19-01-03
3-19-01-01
3-19-01-01
Примечание: 1* - ППУ применяется только в случае проведения испытания с передвижной установки после расконсервации скважины или после
приостановки работ (по экономическим причинам, отсутствие подъездных дорог и т.д.).
2.8.10 Продолжительность освоения
Таблица 2.8.10.1 – Продолжительность освоения вертикального ствола
Наименование работ
Источник
нормы
Продолжительность,
сут.
1
2
3
вертикальный ствол
Стационарная
1 Тип установки испытания
2 Интервал залегания объекта по
вертикали (по стволу), м
3 Индекс пласта
4 Характер насыщения пласта
5 Подвижность, мкм2(мПа·с)
6 Количество режимов исследований
7 Время на испытание:
[64]*
7.1 подготовительные работы
7.2 разбуривание заглушек фильтра
7.3 шаблонирование колонны
табл.22
табл 25
табл. 22
1850-1860
Vbki
нефть
0,2
3
7.4 дополнительное время на
местная
оборудование устья
норма
7.5 испытание по комплексной норме с
учетом низкого пластового
давления (непереливающий
табл.1, Б
объект)
7.6 дополнительные спуски
перфоратора
таблица 22
7.7 работа колтюбинговой установки
местная норма
7.8 дополнительное время при
снижении уровня
табл. 25
7.9 заключительные работы после
местная
испытания
норма
1,7
0,6
0,4
10,55
0,16
1,0
1,8
0,4
Итого по п.7:
16,61
в.т.ч отжиг при освоении и ГДИ
5
8 Установка цементного моста
3,0
Итого по п. 8:
8,0
Всего по 7 и 8
19,61
Примечания
1 Количество режимов испытания может быть изменено по согласованию с
заказчиком.
2 По решению заказчика на скважине могут быть проведены работы, не учтенные
проектом. Оплата не учтенных работ производится по дополнительному сметному
расчету (по факту).
3 [64]*- Сборник сметных норм времени на испытание нефтяных, газовых,
газоконденсатных, гидрогеологических объектов в разведочных, опорных,
параметрических, поисковых скважинах и освоение объектов в эксплуатационных
скважинах. М., ВНИИОЭНГ, 1985 г.- 31 с.
4 В сметных расчетах продолжительность округляется до десятых
Таблица 2.8.10.2 – Продолжительность освоения бокового ствола
Наименование работ
Источник
нормы
1
2
Продолжительность,
сут.
3
боковой ствол
УПА 60/80
1850-1860
(2044-2344)
Vbki
1 Тип установки испытания
2 Интервал залегания объекта по
вертикали (по стволу), м
3 Индекс пласта
4 Характер насыщения пласта
5 Подвижность, мкм2(мПа·с)
6 Количество режимов исследований
7 Время на испытание:
[64]*
7.3 подготовительные работы
7.4 разбуривание заглушек фильтра
7.3 шаблонирование колонны
табл.22
табл 25
табл. 22
7.4 дополнительное время на
местная
оборудование устья
норма
7.6 испытание по комплексной норме с
учетом низкого пластового
давления (непереливающий
табл.1, Б
объект)
7.6 дополнительные спуски
перфоратора
таблица 22
7.7 работа колтюбинговой установки
местная норма
7.8 дополнительное время при
снижении уровня
табл. 25
7.9 заключительные работы после
местная
испытания
норма
1,7
2,0
0,9
0,4
10,45
1,0
2,0
0,4
Итого по п.7:
18,85
в.т.ч отжиг при освоении и ГДИ
5
8 Установка цементного моста
Итого по п. 8:
Всего по 7 и 8
18,85
Примечания
1 Количество режимов испытания может быть изменено по согласованию с
заказчиком.
2 По решению заказчика на скважине могут быть проведены работы, не учтенные
проектом. Оплата не учтенных работ производится по дополнительному сметному
расчету (по факту).
3 [64]*- Сборник сметных норм времени на испытание нефтяных, газовых,
газоконденсатных, гидрогеологических объектов в разведочных, опорных,
параметрических, поисковых скважинах и освоение объектов в эксплуатационных
скважинах. М., ВНИИОЭНГ, 1985 г.- 31 с.
4 В сметных расчетах продолжительность округляется до десятых