3 План работ на спуск и цементирование промежуточной колонны по. согласовано
 Скачать 112.5 Kb.
|
ПЛАНспуск и цементирование 245мм промежуточной колонны на скважине №301 Мохового месторождения. Данные по скважине: Глубина бурения под промежуточную колонну – 1220м. Фактическая конструкция скважины: – направление Ø 426мм – 50м. – кондуктор Ø 324мм – 625м. Промывочная жидкость: биополимерный солевой раствор (р=1,26г/см3) в интервале 625-1220м; Промежуточная колонна Ø 245 мм х 8,9 мм «Е» и «Д» ОТТМ А, Vвн. 1м = 0,0405 м3. Для проведения работ необходимо: Бурение в интервале 625 - 1220м, производить компоновкой: долото PDC Ø295 ,3 мм + ВЗД -240 + телесистема + КП Ø 293мм + 72м УБТ Ø 165мм + СБТ Ø 127мм (остальное) + ведущая труба. Режим бурения: - нагрузка на долото 10-13 тн; - количество оборотов 40 - 60 об/мин. - расход пром. жидкости 55-64 л/сек. При бурении в интервале размыва солей производительность насосов ограничить до 45л/сек. Фиксировать с точностью до одного метра интервал зон поглощения промывочной жидкости, замерять статический уровень в скважине по бурильному инструменту. Восстановление циркуляции производить с минимальной производительностью 5 л/сек в течении 5 мин вывезти на рабочий режим 50 л/сек. После достижения проектной глубины 1220м, промыться в течении 55 минут в объеме 166м3 (2 цикла) с производительностью бур. насосов 50 л/сек. 3.1 Восстановление циркуляции производить с минимальной производительностью 5 л/сек в течении 5 мин вывезти на рабочий режим 45-50 л/сек. Поднять КНБК с доливом в затрубное пространство на глубину 625м. Произвести шаблонировку ствола скважины. В местах посадок и затяжек произвести проработку ствола скважины до свободного прохождения КНБК. Режим проработки: - нагрузка на долото 1-3 тн; - количество оборотов 30-50 об/мин; - расход пром. жидкости до 64 л/сек. 2.3. После дохождения до забоя в случае посадок и проработки ствола промыться в течении 55минут в объеме 166м3 (2 цикла) с производительностью бур. насосов 45-50 л/сек. Восстановление циркуляции производить с минимальной производительностью 5 л/сек в течении 5 мин вывезти на рабочий режим 45-50 л/сек. 2.4. Произвести полный подъем бурильного инструмента с доливом в затрубное пространство. При подъеме произвести замер статистического уровня в скважине по бурильному инструменту. 2.5. Прописать комплекс ГИС. 2.6. При проведении комплекса ГИС производить контроль наличия или отсутствия посадок / затяжек приборов геофизики. В случае их наличия, после окончания комплекса ГИС, собрать КНБК и приступить к повторной шаблонировке ствола скважины перед спуском ОК-245мм Подготовительные работы. Перед началом работ по спуску и цементированию Ø245мм промежуточной колонны провести инструктаж по ТБ с членами буровой бригад участвующих в проведении работ по данному плану, ознакомить буровую бригаду с планом работ, назначить ответственного за шаблон, за смазку резьбовых соединений, за свинчивание обсадной трубы. Проверить техническое состояние буровой установки: вышки, подвышечного основания, подроторных балок, талевой системы, состояние бурового и энергетического оборудования, буровых насосов, циркуляционную систему, оборудования и инструмента для СПО, КИП и освещения, центровку вышки. Произвести ремонт и замену неисправного инструмента, оборудования. По результатам проверки составить акт. До начала спуска и цементирования промежуточной колонны завезти на скважину: - обсадные трубы Ø 245х8,9мм «Е» и «Д» ОТТМ А – 1220м; - элеватор под 245мм колонну – 2шт.; - гидравлический ключ с фиксирующим моментом крепления резьб - 1 шт; - башмак БКМ-245 (ОНК-Б-245) ОТТМ – 1шт.; - клапан ЦКОД-245 (ОНК-К-245) – 1шт.; - продавочная пробка ОНК-П-245 – 1 шт (при установки ОНК-К-245); - шаблон (длина 300мм, диаметр 223мм) – 1шт.; - центраторы ЦЦ-245 – 1 к-т; - клинья ПКР- 1шт; - смазка Русма (Р-402) – 22кг; - цемент тампонажный: ПЦТ-II-50 c добавлением АСПМ 15%-28,1тн, ПЦТ-I-G-CC-1-30тн - количество цементировочной техники: ЦА-320-6ед, СКЦ-1ед, УСО-1ед (двухсекционный), СМН-4ед, Ц/воз-4ед (либо цементировочный комплекс АТС-300*70). Перед спуском обсадной трубы произвести ревизию резьб обсадной трубы и промывочного переводника на их соответствие. Пересчитать обсадные трубы, произвести замер, с записью в журнале, подсчитать. После подъема труб на буровую, отвинчивать предохранительные кольца с ниппельной части (перед установкой в элеватор на «козырьке» буровой или на мостках отвинчивать предохранительные кольцо с муфты). Собрать компоновку низа колонны в следующей последовательности: Башмак БКМ-245 ОТТМ + обсадная труба 245х8,9 «Е» ОТТМ-10м + ЦКОД-245 (ОНК-К-245) + обсадная труба 245х8,9«Е» и «Д» ОТТМ-остальное. Примечание: - сборку оснастки обсадной колонны производить в присутствии представителя Заказчика. Трубы шаблонировать шаблоном диаметром не менее 301мм и длиной 300мм. Центрирующие фонари установить на глубинах: 10, 20, 70, 100, 150, 250, 350, 450, 550, 600, 614, 624, 800, 810, 820, 1200, 1209, 1219м. Свинчивание резьбовых соединений производить сначала вручную, затем гидравлическим ключом с фиксирующим моментом крепления. При свинчивании обсадной трубы не допускать посадку трубы на муфту, сбрасывание трубы в муфту. Свинчивание трубы производить гидравлически ключом с контролем момента свинчивания. Свинчивание обсадной трубы Ø 245х8,9 мм с группой прочности «Е» производить с оптимальным моментом свинчивания – 12437 Н*м, с группой прочности «Д» производить с оптимальным моментом свинчивания – 10245 Н*м. Во время спуска производить непрерывное заполнение трубного пространства и контролировать самозаполнение обсадной колонны, и объём вытесняемой жидкости. В случаи несоответствии расчётному количеству вытесняемой жидкости сообщить в ЦИТС ООО «УК «Татбурнефть» и представителю Заказчика. Последние ≈ 20 метров спуска промежуточной колонны производить с промывкой (т.е. последние 2 трубы). После спуска кондуктора произвести промывку скважины в течении 2 циклов на растворе (при наличии циркуляции). Восстановление циркуляции производить с минимальной производительностью 5 л/сек в течении 5 мин вывезти на рабочий режим 35-40 л/сек. Цементирование. Расчёт цементирования в одну ступень: 4.1 I порция: Интервал цементирования: 0-800 =800 м. Объём тампонажного цементного раствора ПЦТ-II-50 c добавлением АСПМ 15%: Vцем.р=0,785*((Дскв2*Кк-Днар.к.2)*Нинт.ц) Vцем.р=0,785*((0,3052*1-0,2452)*625 + (0,29532*1,5-0,2452)*175)=26м3 Количество сухого цемента ПЦТ-II-50 c добавлением АСПМ 15%: QЦ=VЦ*g*1,05 QЦ=26*1,03*1,05=28,1тн Принимаем для плотности 1,54 г/см3 расход цемента g=0,97т/м3. Объём жидкости затворения цемента: VВ=Qтам.ц*0,5 VВ=26,5*0,5=13,25м3 Для плотности 1,54 г/см3 принимаем водоцементное отношение 0,5м3/т 4.2 II порция: Интервал цементирования: 1220-800 =420 м. Объём тампонажного цементного раствора ПЦТ-I-G-CC-1: Vцем.р=0,785*((Дскв2*Кк-Днар.к.2)*Нинт.ц+Двн.к2*Нцем.ст) Vцем.р=0,785*((0,29532*1,5-0,2452)*246+ (0,29532*1,3-0,2452)*174 + 0,22722*10)=21,4м3 Количество сухого цемента ПЦТ-I-G-CC-1: QЦ=VЦ*g*1,05 QЦ=21,4*1,32*1,05=30тн Принимаем для плотности 1,90 г/см3 расход цемента g=1,32т/м3. Объём жидкости затворения цемента: VВ=Qтам.ц*0,5 VВ=30*0,44=13,2м3 Для плотности 1,90 г/см3 принимаем водоцементное отношение 0,44м3/т 4.3 Перед началом цементирования линии цементировочных агрегатов ЦА-320 опрессовать на давление не менее 10 МПА. 4.4 Закачать в Ø 245 мм промежуточную колонну последовательно: a. V=6,0м3 буферной жидкости из водного раствора НТФ-12кг с производительностью Q=8-10 л/c; b. (I порция) V=26м3 тампонажного раствора плотностью 1540±30кг/м3, затворённого из 28,1т цемента ПЦТ-II-50 c добавкой АСПМ 15% на 13,25м3 технической воды с производительностью Q=8-14 л/с; (интервал 800-0м) c. (II порция) V=21,4м3 тампонажного раствора плотностью 1900±30кг/м3, затворённого из 30т. цемента марки ПЦТ-I-G-CC-1 на 13,2м3 технической воды с производительностью Q=8-15л/с. (интервал 1220-800м). 4.5 Произвести продавку на ГР (р=1,26г/см3) по формуле Vпр = Vвн x (Hконд – Нцем (10м))х1,04 Vпр = 51м3 Примечание: объем продавки скорректировать по фактической длине спуска. 4.7 Время ОЗЦ определяется на основании результатов лабораторного анализа цемента. Сроки ОЗЦ корректируются в целях достижения тампонажным камнем необходимой прочности в соотвествии с требованиями РД 39-00147001-767-2000. 4.8 Произвести монтаж ПВО по схеме ОП5-350/80х35. Опрессовать ПВО совместно с Ø 245мм промежуточной колонны на 90 атм, с составлением акта. 4.9 Собрать и спустить КНБК согласно план-программы на строительство скважины. 4.10 Произвести бурение технологической оснастки, цементного стакана и углубиться на 1-3м в горную породу. Опрессовать цементный камень буровым раствором (р=1,26г/см3) на давление 7,6атм с составлением акта. 4.11 Ответственные за проведение работ: а) по спуску эксплуатационной колонны: буровой мастер; б) по цементированию: инженер ООО «Татбурнефть-ЛУТР»; в) контроль: полевой супервайзер. 4.12 Оперативные изменения плана работ допускаются при наличии зафиксированной в вахтовом журнале соответствующей телефонограммой согласованный с Заказчиком и главным инженером ЛПБР. 4.13 Дальнейшие работы произвести по план-программе на строительство скважины. Плановая продолжительность
Главный специалист ООО «УК «Татбурнефть» по Альметьевскому региону Д.В. Гапонцев/__________2020г. Начальник отдела бурения АО «Преображенкснефть» А.Н.Дутов /____________2020г. Начальник отдела геологии АО «Преображенскнефть» А.С. Майданюк/____________2020г. |
