|
|
Сургутский нефтяной техникум филиал Государственного образовательного учреждения впо Югорский государственный университет
2. III 215.9 МЗ-ГВ:
III – долото трёхшарошечное;
215.9 – номинальный диаметр, мм;
МЗ – мягкие абразивные;
Г – с боковой гидромониторной промывкой;
В – все подшипники качения.
 2.8 Крепление скважин. Характеристика обсадных труб
Таблица 18 - Заполнение трубного пространства при креплении обсадной колонны
Обсадная колонна
|
Раствор (жидкость)
|
Номер в порядке спуска
|
Название колонны
|
Интервал установки по вертикали, м
|
Глубина установки муфты двух ступенчатого цементирования, м
|
Высота цементного стакана, м
|
Номер раствора сверху-вниз
|
Наименование
|
Плотность, г\см³
|
Интервал заполнения затрубного пространства по вертикали, м
|
От (верх)
|
До (низ)
|
От (верх)
|
До (низ)
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
1
2
3
|
направление
кондуктор
эксплуатационная
|
0
0
0
|
70
500
2800
|
---
---
---
|
5
10
10
|
1
1
2
1
2
3
|
Цементный из ПЦТ-II-50 ГОСТ 1581-96
Облегченный тампонажный раствор из ПЦТ-II-50 ГОСТ 1581-96
Цементный из ПЦТ-II-50 ГОСТ 1581-96
Буферная (вода+НТФ+ПАВ)
Облегченный тампонажный раствор из ПЦТ-II-50 ГОСТ 1581-96
Цементный из ПЦТ-I-100 ГОСТ 1581-96
|
1.83
1.58
1.83
1.00
1.48
1,80
|
0
0
300
0
300
2060
|
70
300
450
300
2060
2550
|
 Примечание:
Принятые условные обозначения тампонажных материалов:
- цементный из ПЦТ-II-50 -раствор, приготовленный на основе портландцемента тампонажного для низких и нормальных температур по ГОСТ 1581-96;
- облегченный из ПЦТ-II-50 – раствор, приготовленный на сухой смеси 86% портландцемента тампонажного для низких и нормальных температур и 14% бентонитового глинопорошка;
- цементный из ПЦТ-I-100 - раствор, приготовленный на основе портландцемента тампонажного для умеренных температур.
2. Допускается применение иных, предварительно опробованных и рекомендованных в виде регламента, высококачественных тампонажных материалов, обеспечивающих надежное разобщение пластов и сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта.
3. В целях качественного крепления необходимо соблюдать требования п.2.3.2, п.7.8, п.9.2.4 Дополнения к РД 5753490-009-98, утвержденного и введенного в действие приказом ОАО "Сургутнефтегаз" от 22.01.2001г. №84.
4. Для повышения качества при креплении верхней части кондуктора допускается использование облегченного цемента МТО-5-100 по ТУ 5734-573940-002-2001, или ПЦТ III-Oб5-100 по Гост 1581-96.
5. Допускается вместо портландцемента ПЦТ-I-100 применение цемента "Дюлог Цем класса G по стандарту АНИ.
6. Продолжительность ОЗЦ для кондуктора-8 часов, для эксплуатационной колонны-12 часов. При использовании БСС допускается уменьшение ОЗЦ до удвоенной продолжительности конца схватывания БСС по данным лабораторного анализа
7. Допускается приготовление облегченного тампонажного раствора для цементирования колонн на основе суспензий буровых раствор.
|
Таблица 19 - Параметры обсадных колонн
Название колонны (тип резьбы)
|
Условный наружный диаметр, мм
|
Номер равнопрочной секции труб части колонны (снизу-вверх)
|
Интервал установки по стволу, м
|
Марка (группа прочности стали)
|
Толщина стенки, мм
|
Длинна секции по стволу, м
|
Масса секции, т
|
Нарастающая масса, т
|
Коффициент запаса прочности
|
Величина натяжения колонны, тс
|
Масса труб, т
|
От (низ)
|
До (верх)
|
Избыточное давление
|
Растяжение
|
Наружное
|
Внутренние
|
С учетом на плюсовой допуск 5%
|
Запас на завоз 2%
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
14
|
15
|
16
|
 Направление (ОТТМ, БТС)
Кондуктор (ОТТМ,БТС)
Эксплуатационная (ОТТМ, БТС)
|
324
245
168
|
1
1
1
2
|
70
467
2600
2707
|
0
0
0
2600
|
Д
Д
Д
Д
|
9.5
7.9
7.3
8.0
|
70
467
2600
107
|
5.33
22.49
78.00
3.49
|
5.33
22.49
78.00
81.49
|
---
---
1.34
1.59
|
---
2.26
1.15*
1.26*
|
---
---
1.33/1.66
---
|
---
---
---
---
|
5.60
23.62
81.90
3.67
|
0.11
0.47
1.64
0.07
|
Всего по эксплуатационной колонне:
|
|
2707
|
|
81.49
|
|
|
|
|
85.57
|
1.71
|
Примечание:
Коэффициент запаса прочности на растяжение: в числители – для резьбового соединения, в знаменателе – для тела трубы.
* - при опрессовки труб на поверхности.
|
Таблица 20 – Технологическая оснастка обсадных колонн
Номер в порядке спуска
|
Название колонны
|
Элемент технологической остнаски части колонны
|
Номер в порядке спуска
|
Наименование, шифр, типоразмер
|
ГОСТ, ОСТ, МРТУ, ТУ и т.п. на изготовление
|
Техническая характеристика
|
Колличество, шт
|
Диаметр, мм
|
Длина (высота)
|
Масса, кг
|
Наружный
|
Внутренний
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
1
2
3
|
Направление
Кондуктор
Эксплуатационная
|
1
1
2
3
4
5*
1
2
3
4
|
Башмак БК-324
Башмак БК-245
Центратор ЦЦ-245/295
Обратный клапан ЦКОД-М-245
Продавочная пробка ПВЦ-245
Экранирующее устройство
Башмак БК-168
Обратный клапан ЦКОД-М-168
Центратор ЦЦ-2-168/216
Продавочная пробка ПВЦ-146-168
|
ОСТ 39-011-87
ОСТ 39-011-87
ТУ 39-1442-89
ТУ 39-1442-89
ТУ 39-1259-88
УЭЦС-245.000ТУ
ОСТ 39-011-87
ТУ 39-1443-89
ТУ 39-011-87
ТУ СЦБПО БНО
|
351
270
370
270
235
400
188
188
292
158
|
160
120
247
---
---
---
80
---
170
---
|
440
420
680
365
290
---
350
350
---
205
|
85,0
60,0
16,8
57,0
18,0
---
28,0
25,0
11,0
5,0
|
1
1
3
1
1
2
1
1
24
1
|
Примечание:
Центраторы на эксплуатационную колонну устанавливать для всех нефтеносных пластов. Минимальное количество центраторов на один продуктивный пласт – четыре (два-выше пласта и два-ниже). Расстояние между центраторами должно быть не более 10 м. если мощность продуктивного горизонта больше 10 м, в интервале его залегания устанавливается дополнительные центраторы с тем, чтоб расстояние между ними не превышало 10 м. Выше башмака кондуктора устанавливаются три центратора через 10 м и центратор на верхней трубе.
Выбор места установки и количество центраторов производится исходя из фактических геологических условий согласно п. 5 РД-5753490-009-98 приложения Б. РД-5753490-009-98.
Заколонный пакер ПГПМ-168 рекомендуется устанавливать в плотной перемычке мощностью от 3 до 6 м с учетом насыщения продуктивного пласта. Решение об установки пакера принимают геологические службу УБР и НГДУ.
* включается в остнаску кондуктора (на глубинах 10-15 м и 35-40 м) при бурении без спуска направления.
|
Таблица 21 - Режим спуска обсадных труб
Номер колонны в порядке спуска
|
Название колонны
|
Смазка резьбовых соединений
|
Момент свинчивания обсадных труб, кгм
|
Допустимая скорость спуска труб, м/с
|
Переодичность долива колонны, м
|
Шифр или наименование
|
ГОСТ, ОСТ, МРТУ, ТУ и т.п. на изготовление
|
Масса, кг
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
1
2
3
|
Направление
Кондуктор
Эксплуатационная
|
Р-402
Р-402, Р-2
Р-402, Р-2
|
ТУ 38-101708-78
ТУ 38-101708-78
ТУ 38-101708-78
|
0,70
6,30
19,11
|
760-960
560-1020
430-660
|
1,0
1,0
1,4/1,0
|
---
---
Постоянно через дроссельное устройство обратного клапана ЦКОД, контроль уровня бурового раствора через 300м.
|
Примечание:
Величина допустимой скорости спуска труб указана в числителе до кровли покурской свиты, в знаменателе – до забоя скважины.
Промежуточные промывки при спуске эксплуатационной колонны производить с расхаживанием в пределах допустимых нагрузок для данного типоразмера труб. Интервалы промежуточных промывок выбирать в зависимости от состояния ствола скважины, с учётом инклинометрических замеров. Продолжительность промывки на забое не менее двух циклов.
|
 Таблица 22 – Опрессовка обсадных труб
Номер колонны в порядке спуска
|
Название колонны
|
Плотность жидкости для опрессовки колонны, г/см3
|
Давление на устье скважины при опрессовке, кг/см2
|
Давление на устье скважины при опрессовки труб ниже пакера, кг/см2
|
Номер равнопрочной секции снизу-вверх
|
Давление опрессовки труб равнопрочной секции на поверхности, кг/см2
|
Колонны
|
Цементного кольца
|
Части колонны ниже муфты для 2-х ступенчатого цемен-я
|
Глубин установки пакера, м
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
1
2
|
Кондуктор
Эксплуатационная
Межколонное пространство
|
1,16
1,00*
1,12
Вода или незамерзающая жидкость
|
90
115
---
|
---
---
---
---
|
---
---
---
|
---
---
---
|
---
---
---
|
1
1,2
---
|
95
250*
---
|
Примичание:
* - Согласно ТУ ЦТБ ОАО “Сургутнефтегаз”.
Цементное кольцо не опрессовывается так как нет ПВО.
| |
|
|
Скачать 0.78 Mb.