2.8 Крепление скважин. Характеристика обсадных труб

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:

1. 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.

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:

1. Коэффициент запаса прочности на растяжение: в числители – для резьбового соединения, в знаменателе – для тела трубы.

2. ^* - при опрессовки труб на поверхности.

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:

1. 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.

2. 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.

3. 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.

4. ^* включается в остнаску кондуктора (на глубинах 10-15 м и 35-40 м) при бурении без спуска направления.

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:

1. Величина допустимой скорости спуска труб указана в числителе до кровли покурской свиты, в знаменателе – до забоя скважины.

2. 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.

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:

1. ^* - Согласно ТУ ЦТБ ОАО “Сургутнефтегаз”.

2. Цементное кольцо не опрессовывается так как нет ПВО.