133

СОГЛАСОВАНО Руководитель сектора буровых работ и ремонта скважин ОАО «АНК «Башнефть» _____________________ И.Р. Набиуллин "____" ________________ 2009 г

УТВЕРЖДАЮ Зам. генерального директора ООО "Башнефть-Геопроект" ____________________ P.M. Гилязов "____" ________________ 2009 г

Регламент

цементирования обсадных колонн при строительстве эксплуатационных

скважин на Югомашевском нефтяном месторождении

1. Исходные данные

1. Проектная глубина – 1058 / 1177 м

2. Проектный горизонт – башкирский ярус

3. Конструкция скважины:

1. Направление Ø 324 мм – 50 м, цементирование до устья.

2. Кондуктор Ø 245 мм – 305/319 м, цементирование до устья.

3. Эксплуатационная колонна Ø 146 мм – 1048/1153 м, цементирование на 150 м выше башмака кондуктора.

4. Открытый ствол Ø 124 мм – 1048/1153 – 1058/1177 м.

4. Солей в интервалах: нет

5. Пластовое давление и температура на глубинах:

C2ks 980/1051 м – 8,1 МПа, 21,2 ^оС,

C2vr 1000/1075 м – 8,5 МПа, 21,8 ^оС,

С2b 1048/1153 м – 8,0 МПа, 22,1 ^оС.

1.6. Испытание в открытом стволе – 1 объект – С2b 1048/1153 - 1058/1177 м.

7. Прихватоопасные зоны:

Q – P2u – 0 - 265/273 м,

C2vr – 995/1069 - 1047/1151 м.

7. Зоны осыпей и обвалов:

Q – P2u – 0 - 265/273 м,

C2vr – 995/1069 - 1047/1151 м.

7. Зоны поглощения:

Q – P2u – 0 - 265/273 м – до 15 м³/ч,

P1ar-s – C3 – 428/458 - 760/818 м – до 15 м³/ч.

1.10. Зоны водопроявлений:

P1ar – 428/458 – 470/504 м,

P1a-s – 470/504 – 607/654 м,

C3 – 607/654 – 760/818 м.

1.11. Зоны нефтегазопроявлений:

C2ks - 980/1051 – 995/1069 м,

С2vr – 1000/1075 – 1035/1127 м,

C2b – 1048/1153 – 1058/1177 м.

1.12. Сероводород в разрезе не обнаружен

1.13. Вертикальный участок – 80 м

1.14. Набор кривизны – 80/80 – 270/279 м (угол 0° – 29,8^о) (отход 50,4 м)

1.15. Снижение зенитного угла – 270/279 – 800/860 м (угол 29,8° – 18,2^о) (отход 286 м)

1.16. Участок стабилизации – 800/860 – 950/1018 м (угол 18,2^о) (отход 335 м)

1.17. Набор кривизны – 950/1018 – 1048/1153 м (угол 18,2° – 65,5^о) (отход 423 м)

1.18. Участок стабилизации – 1048/1153 – 1058/1177 м (угол 65,5°) (отход 445 м).

2. Цементирование обсадных колонн

Тампонажные материалы, используемые при строительстве скважин, должны иметь соответствующие сертификаты качества. При приготовлении тампонажных растворов и цементировании обсадных колонн на месторождениях ОАО «АНК «Башнефть» руководствоваться РД 16–15283860–008–2004.

2.1. Направление оборудуется:

- башмаком типа БК-324;

- центраторами типа ЦЦ-324/394-1.

Центраторы типа ЦЦ-324/394-1 устанавливаются:

- над башмаком направления и выше его на 25 м;

- на устье.

Цементирование направления Ø 324 мм производится прямым одноступенчатым способом с использованием цемента типа ПЦТ I-50, удовлетворяющего требованиям ГОСТ 1581-96. Предлагается два варианта затворения цементного раствора:

– на технической воде с добавлением ускорителя схватывания СаСl₂ в количестве 3% от массы цемента. Плотность тампонажного раствора 1,85 г/см³ при В/Ц=0,5;

– на рассоле NaCl плотностью 1,04 г/см³ (60 кг NaCl на 1 м³ технической воды). Плотность тампонажного раствора 1,86 г/см³ при В/Ц=0,5.

2. Кондуктор оборудуется:

- башмаком типа БК-245;

- обратным клапаном типа ЦКОД-245;

- центраторами типа ЦЦ-245/295-1.

Центраторы типа ЦЦ-245/295-1 устанавливаются:

- на устье;

- против башмака направления и выше на расстоянии 10 м;

- в интервале набора кривизны (80-279 м) – через 12,5 м.

- над башмаком кондуктора и выше его на 10 м.

Цементирование кондуктора Ø 245 мм производится прямым одноступенчатым способом с использованием цемента типа ПЦТ I-50, удовлетворяющего требованиям ГОСТ 1581-96.

Предлагается два варианта затворения цементного раствора:

- на технической воде. Плотность тампонажного раствора 1,84 г/см³ при В/Ц=0,5. Последняя порция цемента (50 м) затворяется с добавкой ускорителя схватывания CaCl₂ в количестве 3 % от массы цемента. Плотность раствора 1,85 г/см³ при В/Ц=0,5.

- на рассоле NaCl плотностью 1,04 г/см³ (60 кг NaCl на 1м³ технической воды). Плотность тампонажного раствора 1,86 г/см³ при В/Ц=0,5.

2.3. Эксплуатационная колонна Ø146 мм цементируется одноступенчатым способом.

Если по результатам каротажа и бурения скважины выявятся близлежащие к продуктивному водоносные пласты для повышения качества разобщения этих пластов, в оснастке колонны предусмотреть установку заколонного пакера ПОП-146/216 БашНИПИнефть (возможно применение аналогичного устройства) между продуктивным и водоносным пластом (глубина уточняется по фактическому разрезу) и цементирование нижних 100 м эксплуатационной колонны произвести тампонажным раствором с применением расширяющей добавки ДР-50 совместно с цементом типа ПЦТ I-G-CC-2. Пакер отсекатель пластов установить в интервале твердых устойчивых пород.

Точность расположения ПОП-146/216 в намеченном интервале корректируется геофизическими методами.

Эксплуатационная колонна оборудуется:

• башмаком типа БК–146;

• обратным клапаном типа ЦКОД–146;

• центраторами типа ЦЦ–146/216–1 и ЦЦ-2-146/216.

Центраторы типа ЦЦ–2-146/216 устанавливаются:

- по одному центратору над башмаком эксплуатационной колонны и на расстоянии 8-10 м от башмака в сочетании с эластичными турбулизаторами типа ЦТ-146/216 или жесткими центраторами-турбулизаторами типа ЦТГ-146/216;

• в интервале нефтегазопроявляющего пласта – по одному центратору через 4-6 м и в кровле и подошве этого пласта в сочетании с турбулизаторами;

• в интервале набора кривизны (1018-1153 м) – через 10 м.

Центраторы типа ЦЦ–146/216-1 устанавливаются:

• в интервалах водопроявляющих пластов – через 25 м и в кровле и подошве этих пластов;

• против башмака кондуктора и выше на расстоянии 30-50 м через каждые 8-10 м;

• в приустьевой части скважины;

• в остальных интервалах – с учетом данных ГИС в среднем через 100 м.

Примечание: в случае установки заколонного пакера отсекателя пластов ПОП-146/216, сверху и снизу пакера установить по одному центратору ЦЖП-146/216.

Цементирование эксплуатационной колонны Ø 146 мм (интервал 169 - 1153 м) производится тампонажным раствором на основе цемента типа ПЦТ I–50, удовлетворяющего требованиям ГОСТ 1581–96. Для снижения водоотдачи тампонажного раствора вводить реагент Гидроцем-СВ в количестве 0,04 % от массы цемента, для улучшения реологических свойств тампонажного раствора вводить пластификатор ФХЛС-МН–0,2 % от массы цемента и для снижения пенообразования тампонажного раствора вводить пеногаситель ПЭС-1–0,03 % от массы цемента. Плотность тампонажного раствора 1,84 г/см³ при В/Ц = 0,5.

2.4. Буферная жидкость:

- при цементировании кондуктора – 4 % водный раствор Na₂CO₃ – 6 м³;

- при цементировании эксплуатационной колонны – 12 м³ комбинированной жидкости:

- первая порция – моющая – 4 % водный раствор Na₂СO₃ – 8 м³;

- вторая порция – структурированный с тампонирующими свойствами облегченный цементный раствор плотностью 1,35–1,5 г/см³ с В/Ц = 1,6–1,1, затворенный на 0,3 % водном растворе Гидроцем – СВ объемом – 4 м³;

При необходимости, допускается замена на другие более эффективные реагенты по результатам лабораторных испытаний.

Свойства тампонажных растворов и формируемого из них цементного камня должны соответствовать требованиям стандартов.

3. Заключительные работы после ОЗЦ

1. Провести запись АКЦ, СГДТ.

2. Опрессовать на герметичность 146 мм колонну (согласно утвержденному заданию) давлением 125 кгс/см² в соответствии с требованиями «Инструкции по испытанию обсадных колонн на герметичность», утвержденной Госгортехнадзором России №10-13/137 от 11.03.98 г, 1999 г.

Ведущий инженер сектора буровых работ

и ремонта скважин ПТО ОАО «АНК «Башнефть» Р.М. Рафиков

Начальник управления по проектированию

строительства скважин ООО «Башнефть-Геопроект» И.Ф. Максютов

Руководитель сектора техники

и технологии крепления скважин

ООО «Башнефть-Геопроект» Х.В. Газизов

Ведущий инженер сектора техники

и технологии крепления скважин

ООО «Башнефть-Геопроект» Е.Л. Маликов

СОГЛАСОВАНО

Начальник технологического отдела

Филиала ООО «Башнефть-Геострой»

«Нефтекамское управление буровых работ» И.С. Ганеев