Технологический процесс строительства скважин на примере месторождения Карачаганак
Сведения о месторождения Карачаганак. Коллекторские свойства продуктивных объектов. Запасы нефти, газа и конденсата. Конструкция скважин, строительные и монтажные работы. Механизация и автоматизация технологических процессов, контроля и диспетчеризации.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 09.05.2016 |
| Размер файла | 1,9 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
7.9
650
12
88.9 мм ТБТ (3'' HWDP)
56.8
88.9
18.3
649
13
88.9 мм БТ (3'' DP)
75.1
88.9
1700
34698
14
88.9 мм ТБТ (3'' HWDP)
1775.1
88.9
182.8
6489
15
120.6 мм Ясс (4'' JAR)
1957.9
120.6
7.9
650
16
88.9 мм ТБТ (3'' HWDP)
1965.8
88.9
82
2904
Примечание к таблице 7.2: Компоновка №1 - компоновка для бурения под кондуктор
Компоновка №2 - для бурения ствола под 339.7 мм (13.375'') промежуточную колонну;
Компоновка №3 - для бурения ствола под 244.4 мм (9.625'') промежуточную колонну;
Компоновка №4 - для бурения под 7'' (177.8 мм)"хвостовик”и пилотный ствол;
Компоновка №5 - для отбора керна;
Компоновка №6 - для бурения открытого ствола из под 177.8 мм (7'')"хвостовика”;
* Возможно использование долот других типов
** Возможно использование долот размером 212.7 мм
*** Возможно использование долот размером 152.4 мм
Таблица 5.3 - Потребное количество и масса КНБК
|
Название обсадной колонны |
Вид техноло-гической операции (бурение, отбор керна, расшир-ка, проработка) |
Типоразмер, шифр или краткое название элемента КНБК |
ГОСТ, ОСТ, ТУ, МРТУ, МУ и т.д. на изготовле-ние |
Интервал работ по стволу, м |
Норма проходки |
Суммарная величина |
||||||
|
от (верх) |
до (низ) |
Величина, м |
Источник нормы |
количество элементов КНБК, шт |
масса по типо-раз-меру и шифру, кгс |
|||||||
|
для прора-ботки |
для бурения, расшир-ки и отбора керна |
по типо-размеру или шифру |
||||||||||
|
Кондуктор |
Бурение, прора-ботка, расшир-ка |
Долото 660.4 мм (26'' IADC 111) |
IADC 111*, ст АНИ |
0 |
300 |
1200 |
Местные нормы |
0.05 |
0,25 |
0.3 (1) |
590 |
|
|
Стабилизатор 660.4 (26" STB) |
ст АНИ |
2500 |
2 |
2 |
3600 |
Таблица 5.4 - Бурильные трубы, конструкция, характеристика и масса по интервалам бурения
|
Название обсадной колонны |
Вид технологической операции (бурение скважины, разбуривание цементного стакана, спуск частей обсадной колонны) |
Интервал, м |
Характеристика бурильных труб, УБТ |
Длина секции, м |
Масса труб, т |
Коэффициент запаса прочности на |
Оснастка талевой системы |
||||||||
|
от (верх) |
до (низ) |
тип (шифр) |
Наружный диаметр, мм |
марка (группа прочности) материала |
Толщина стенки, мм |
тип замкового соединения |
Секции |
Нарастающая с учетом КНБК |
Статическую прочность |
Выносливость |
|||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
|
|
I промеж. колонна |
Бурение |
0 |
2250 |
СБТ (DP) |
127 |
G-105 |
9.19 |
NC 50 |
1985 |
61.4 |
109.1 |
1.70 |
>3 |
- |
|
|
II промеж. колонна |
Бурение, разбури-вание цемента, башмака |
0 600 |
600 4521 |
СБТ (DP) СБТ (DP) |
127 127 |
S-135 G-105 |
9.19 9.19 |
NC 50 NC 50 |
600 3671 |
18.6 113.6 |
168.9 150.4 |
1.72 1.46 |
>3 |
- |
|
|
II промеж. колонна, хвостовик |
Бурение, разбури-вание цемента, башмака |
0 1000 |
1000 5400 |
СБТ (DP) СБТ (DP) |
127 127 |
S-135 G-105 |
9.19 9.19 |
NC 50 NC 50 |
950 4170 |
29.4 129.0 |
180.8 151.4 |
1.6 1.45 |
>3 |
- |
|
|
- |
Спуск (7” хвосто-вика) |
0 1900 |
1900 5131 |
СБТ (DP) СБТ (DP) |
127 127 |
S-135 G-105 |
9.19 9.19 |
NC 50 NC 50 |
1900 800 |
58.8 24.8 |
199.3 140.5 |
1.46 1.46 |
>3 |
- |
|
|
Хвос-товик |
Бурение, разбури-вание цемента, башмака |
0 2700 |
2700 5560 |
СБТ (DP) СБТ (DP) |
127 88.9 |
G-105 G-105 |
9.19 9.35 |
NC 50 NC 38 |
2700 812 |
83.5 16.6 |
149.1 65.6 |
1.48 2.01 |
>3 |
- |
Таблица 5.5 - Потери давления в системе скважина - пласт
|
Интервал, м |
Вид технологической операции (бурение, проработка, промывка и т.д.) |
Расход бурового раствора, м3/с |
Потери давлений (МПа) для конца интервала в |
Суммар-ные потери давления в конце интерва-ла, МПа |
||||||
|
долоте (насадках) |
забойном двигателе |
бурильной колонне |
кольцевом пространстве |
Обвязке буровой установки |
||||||
|
от (верх) |
до (низ) |
|||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
|
0 |
300 |
Бурение роторным способом под кондуктор |
59 |
11 |
- |
12.5 22.1 4.9 39.5 |
0.05 0.07 0.08 0.19 |
7.9 7.9 |
||
|
300 |
2250 |
Бурение роторным способом под 1 промежуточную колонну |
249 |
80 |
- |
37.7 26.8 92.3 156.8 |
0.3 |
9.5 |
Таблица 5.6 - Гидравлические показатели промывки
|
Интервал, м |
Вид технологической операции (бурение, проработка, промывка и т.д.) |
Наименьшая скорость восходящего потока в открытом стволе, м/с |
Удель-ный рас-ход, л/см2 |
Схема промывки долота (центральная, периферийная, комбинированная) |
Диаметр сопла на централь-ном отверстии |
Гидромонитор-ные насадки |
Ско-рость исте-че-ния, м/с |
Мощ-ность, срабаты-ваемая на долоте, л. с. |
|||
|
от (верх) |
до (низ) |
Кол-во, шт |
Диа-метр, мм |
||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
|
0 |
300 |
Бурение роторным способом под кондуктор |
0.21 |
0.018 |
Комбинированная |
41,3 |
3 |
15.9 |
31 |
620 |
|
|
300 |
2250 |
Бурение роторным способом под 1 промежуточ-ную колонну |
0.59 |
0.046 |
Периферийная |
7 |
11.1 |
88 |
816 |
||
|
2250 |
4521 |
Бурение роторным способом под 2 промежуточ-ную колонну |
0.82 |
0.050 |
Периферийная |
7 |
11.1 |
66 |
465 |
||
|
4521 |
5400 |
Бурение забойным двигателем пилотного ствола, под 177.8 мм "хвостовик" |
1.45 |
0.082 |
Периферийная |
6 |
11.1 |
52 |
310 |
||
|
5130 |
5250 |
Отбор керна забойным двигателем (роторным способом) |
0.92 |
0.052 |
Периферийная |
||||||
|
5095 |
5560 |
Бурение открытого ствола забойным двигателем |
1.5 |
0.088 |
Периферийная |
7 |
11.1 |
24 |
165.4 |
Нормы на механическое бурение скважин на месторождении КАРАЧАГАНАК
|
NN п/п |
Стратиграфия |
Крепость пород |
Интервал бурения, м |
Размеры долот, мм |
Проходка на долото, м |
Механическая скорость бурения, м/ч |
||
|
от |
до |
|||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
|
1 |
Четвертичные+мел Q+N+K |
Мягкие, средние. Твердые |
0 |
300 |
660.4 |
1200 |
10 |
|
|
2 |
Юра+триас+татарский J+T+ |
Средние |
300 900 |
900 2250 |
406.4 шарошечное PDC |
600 1350 |
15 |
|
|
3 |
Иреньская свита |
Средние |
2250 |
4425 |
311.1 PDC |
470 |
6 |
|
|
4 |
Нижняя пермь |
Средние, твердые, крепкие |
4425 |
4521 |
311.1 PDC |
400 |
6 |
|
|
5 |
Артинско-ассельский ярусы |
Средние, твердые |
4521 |
4635 |
215.9 (212.7) PDC Шарошечное |
450 200 |
4 6 |
|
|
6 |
Карбон C |
"-" |
4635 |
5050 |
215.9 (212.7) PDC |
450 |
4 |
|
|
7 |
Карбон+девон C+D |
"-" |
5050 5130 5095 |
5400 5250 5560 |
215.9 (212.7) PDC 212.7/101.6 PDC 149.2 (152.4) PDC шарошечное |
450 150 500 150 |
4 3 5 3 |
6. Крепление скважин
Крепление скважин обсадными колоннами следует производить в соответствии с "Инструкцией по креплению нефтяных и газовых скважин" [61], "Инструкцией по испытанию скважин на герметичность" [59] и с учетом рекомендаций фирм поставщиков, если они не противоречат нормам и правилам РК.
6.1 Расчет обсадных колонн
Расчет обсадных колонн произведен в соответствии с Инструкцией по расчету обсадных колонн [28] по максимальным значениям избыточных наружных и внутреннихдавлений, а также осевых нагрузок.
Прочностные характеристики обсадных труб приняты по стандартам API и техническим условиям фирм поставщиков. Допустимые избыточные наружные давления для обсадных труб определены с учетом растягивающих нагрузок при двухосном нагружении.
6.2 Выбор обсадных труб
В поздний период эксплуатации продукция скважин может обводняться. Забойные давления в этот период прогнозируются в пределах 280-290 кгс/, содержание сероводорода - 4.69 %, углекислого газа - 6.67%, а максимальные парциальные давления могут составить:
13.1-13.6 кгс/
18.7-19.3 кгс/
Для этих условий приняты обсадные трубы Т-95 тип 1 по спецификации 5CT API, материал которых должен соответствовать стандарту HACE MR0175-2000, а методы испытаний на стойкость к сульфидному коррозийному растрескиванию под напряжением - стандарту TM 0177-96.
I промежуточная колонна
Таблица 6.1 - Исходные данные
|
№ пп |
Обозначение |
Колонна |
||||
|
I промежуточная |
||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
|
1 |
Диаметр колонны, мм |
Dk |
339.7 |
|||
|
2 |
Диаметр ствола скважины, мм |
Dc |
406.4 |
|||
|
3 |
Интервал установки колонны, м: верх низ |
Lo L |
0 2250 |
|||
|
4 |
Удельный вес, гс/: цементного раствора бурового раствора опрессовочной жидкости жидкости в колонне пластовой воды надпакерной жидкости |
Yц Yбр Yж Yв Yгс |
1.60 1.35 1.35 1.09 1.18 |
|||
|
5 |
Раастояние от устья до уровня, м: цемента жидкости в колонне |
h H |
0 0 |
|||
|
Глубина, м |
||||||
|
6 |
Пластовые давления (за колонной) |
300 |
27 |
|||
|
7 |
Пласт, которому соответствует максимальное давление на устье |
4521 |
552 |
II промежуточная колонна
Таблица 6.2 - Исходные данные
|
№ № пп |
Обоз-наче-ние |
Колонна |
|||||
|
II промежуточная |
|||||||
|
1 |
Диаметр колонны, мм |
Dk |
244.5/250.8 |
||||
|
2 |
Диаметр ствола скважины, мм |
Dc |
311.2 |
||||
|
3 |
Интервал установки колонны, м: - верх |
Lo |
0 |
||||
|
- низ |
L |
4521 |
|||||
|
4 |
Удельный вес, гс/см3: |
||||||
|
-цементного раствора |
Yц |
1.77 |
|||||
|
-бурового раствора |
Yбр |
1.55 |
|||||
|
-опрессовочной жидкости |
Yж |
1.55 |
|||||
|
-жидкости в колонне при НГВП |
Yв |
1.00 |
|||||
|
-пластовой воды |
Yгс |
1.09 |
|||||
|
5 |
Расстояние от устья до уровня, м: |
||||||
|
-цемента |
h |
0 |
|||||
|
-жидкости в колонне |
H |
0 |
|||||
|
Глубина, м |
Давление, кгс/см2 |
||||||
|
6 |
Пластовые давления (за колонной) |
2250 |
277 |
||||
|
4425 |
650 |
||||||
|
4475 |
546 |
||||||
|
4521 |
502 |
||||||
|
7 |
Пласт которому соответствует максимальное давление на устье |
4530 |
503 |
||||
|
8 |
Пласт с минимальным градиентом пластового давления |
5050 |
525 |
||||
|
9 |
Горное давление, кгс/см2 |
2250 |
493 |
||||
|
4475 |
998 |
Таблица 6.3 - Исходные данные
|
№ № пп |
Обоз-наче-ние |
Колонна |
|||||
|
Хвостовик |
Надставка |
||||||
|
1 |
Диаметр колонны, мм |
Dk |
177.8 |
177.8 |
|||
|
2 |
Диаметр ствола скважины, мм |
Dc |
215.9 |
216.82 |
|||
|
3 |
Интервал установки колонны, м: - верх |
Lo |
2700 |
0 |
|||
|
- низ |
L |
5131 |
2700 |
||||
|
4 |
Удельный вес, гс/см3: |
||||||
|
-цементного раствора |
Yц |
1.89 |
1.62 |
||||
|
-бурового раствора |
Yбр |
1.17 |
1.07 |
||||
|
-опрессовочной жидкости |
Yж |
1.17 |
1.00 |
||||
|
-жидкости в колонне |
Yв |
1.00 |
|||||
|
-пластовой воды |
Yгс |
1.10 |
|||||
|
-жидкости в межколонном пространстве |
|||||||
|
5 |
Расстояние от устья до уровня, м: |
||||||
|
-цемента |
h |
2700 |
0 |
||||
|
-жидкости в колонне |
H |
||||||
|
6 |
Минимальное забойное давление в поздний период эксплуатации, кгс/см2 |
забой |
Рз |
260 |
260 |
||
|
устье |
Ру |
50 |
50 |
||||
|
Глубина, м |
Давление, кгс/см2 |
||||||
|
7 |
Пластовые давления (за колонной) |
4521 |
502 |
||||
|
5074 |
528 |
||||||
|
8 |
Пласт которому соответствует максимальное давление на устье |
5074 |
528 |
||||
|
9 |
Пласт с минимальным градиентом пластового давления |
5200 |
536 |
Таблица 6.4 - Распределение давлений по длине колонны
|
Название колонны |
Номер раздельно спускаемой части колонны |
Распределение избыточных давлений по длине колонны |
||||||
|
глубина, м |
наружное, кгс/см2 |
внутреннее, кгс/см2 |
||||||
|
От |
до |
от |
до |
от |
до |
|||
|
Кондуктор |
1 |
0 |
300 |
0 |
30 |
65 |
64 |
|
|
I Промежуточная |
1 |
0 |
2250 |
0 |
56 |
75 |
113 |
|
|
II Промежуточная |
1 |
0 |
2250 |
0 |
52 |
394 |
- |
|
|
2250 |
4425 |
268 |
544 |
- |
- |
|||
|
4425 |
4475 |
544 |
550 |
- |
- |
|||
|
4475 |
4521 |
550 |
99 |
- |
602 |
|||
|
Хвостовик 177.8 мм. |
1 |
2700 |
4425 |
138 |
258 |
413 |
- |
|
|
4425 |
4475 |
258 |
262 |
- |
- |
|||
|
4475 |
4521 |
262 |
269 |
- |
- |
|||
|
4521 |
5074 |
269 |
273 |
- |
460 |
|||
|
Надставка 177.8 мм хвостовика |
1 |
0 |
2700 |
0 |
138 |
394 |
367 |
Таблица 6.5 - Параметры обсадных труб
|
Наименование колонны |
Номер раздельно спускаемой части колонны в порядке спуска |
Номер равнопрочного участка труб |
Интервал установки равнопрочного участка труб, м |
Длина участка, м |
Масса участка, т |
Нарастающая масса, т |
Характеристика обсадной трубы |
Коэффициенты запаса прочности при |
|||||||
|
верх |
низ |
Номинальный наружный диаметр, мм |
типа соединения |
марка (группа прочности) материала труб |
Толщина стенки, мм |
избыточном давлении |
Растяжении |
||||||||
|
Наружном |
Внутреннем |
||||||||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
|
|
Кондуктор |
1 |
1 |
0 |
300 |
300 |
41.96 |
41.96 |
508 |
Antares ER |
K55 |
11.15 |
1.22 |
* |
>1.75 |
|
|
I Промежуточная |
1 |
1 |
0 |
2250 |
2250 |
227.66 |
227.66 |
339.7 |
Atlas Brad STL |
L80 |
12.2 |
2.84 |
3.12 |
1.86 |
|
|
II Промежуточная |
1 |
1 |
2700 |
4521 |
1821 |
170.17 |
170.17 |
250.8 |
AMS |
T95 |
15.88 |
1.19 |
1.25 |
5.10 |
|
|
2 |
100 |
2700 |
2600 |
206.981 |
377.15 |
244.5 |
AMS |
T95 |
13.84 |
1.60 |
1.28 |
1.77 |
|||
|
3 |
0 |
100 |
100 |
9.34 |
386.49 |
250.8 |
AMS |
T95 |
15.88 |
1.85 |
2.25 |
||||
|
Хвостовик 177.8 мм. |
1 |
1 |
2700 |
5131 |
2431 |
115.75 |
115.75 |
177.8 |
NK3SB |
T95 |
11.51 |
2.51 |
1.64 |
3.68 |
|
|
Надставка |
1 |
1 |
0 |
2700 |
2700 |
128.563 |
128.56 |
177.8 |
NK3SB |
T95 |
11.51 |
4.96 |
1.92 |
3.31 |
Таблица 6.6 - Суммарная масса труб
|
Характеристика труб |
Масса труб с заданной характеристикой, т |
||||
|
код типа соединения |
условное обозначение трубы по стандарту или ТУ |
теоретическая |
с плюсовым допуском |
с запасом по длине |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
|
Antares ER |
508x11.15-K-55 |
41.96 |
41.96 |
44.06 |
|
|
Atlas Brad ST-L |
339.7x12.20-L-80 |
227.66 |
227.66 |
239.05 |
|
|
AMS |
250.8x15.88-T-95.1 |
179.51 |
179.51 |
188.49 |
|
|
AMS |
244.5x13.84-T-95.1 |
206.98 |
206.98 |
217.33 |
|
|
NK3SB |
177.8x11.51-T-95.1 |
244.32 |
244.32 |
256.53 |
Таблица 6.7 - Технологическая оснастка обсадных колонн
|
Наименование колонны |
Номер секции колон-ны в поряд-ке спуска |
Элементы технологической оснастки |
Суммарное на колонну |
|||||||
|
наименование, шифр, типоразмер |
ГОСТ, ОСТ, ТУ, МРТУ, МУ и т.д. на изготовление |
масса элемента, кг |
интервал установки, м |
Коли-чество на интер-вале, шт. |
Коли-чес-тво, шт. |
масса, кг |
||||
|
от (верх) |
до (низ) |
|||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
|
Кондуктор |
1 |
20'' направляющий башмак с обратным клапаном, модель фирмы Davis Lynch* |
Стандарт API 10 D |
280 |
300 |
1 |
1 |
280 |
||
|
20'' муфта для посадки цементировочной пробки с обратным клапаном |
Стандарт API 10 F |
140 |
288 |
1 |
1 |
140 |
||||
|
20'' центраторы** типоразмер NW ST A4 модель фирмы Weatherford |
Стандарт API 10 D |
24 |
288 0 |
300 288 |
2 8 |
10 |
240 |
|||
|
Пробки продавочные: Верхняя пробка, Нижняя пробка, модель фирмы Davis Lynch* |
Стандарт API 10 |
73 55 |
1 1 |
1 1 |
128 |
|||||
|
I Промежуточная |
1 |
13?'' направляющий башмак с обратным клапаном, модель фирмы Davis Lynch* |
Стандарт API 10 D |
170 |
2250 |
1 |
1 |
170 |
||
|
13?'' муфта для посадки цементировочной пробки с обратным клапаном |
Стандарт API 10 F |
82 |
2226 |
1 |
1 |
82 |
||||
|
13?'' центраторы** типоразмер NW ST A3 модель фирмы Weatherford |
Стандарт API 10 D |
17 |
2226 300 0 |
2250 2226 300 |
2 54 5 |
61 |
1029 |
|||
|
Пробки продавочные: Верхняя пробка, Нижняя пробка, модель фирмы Davis Lynch* |
Стандарт API 10 |
24 18 |
1 1 |
1 1 |
24 18 |
|||||
|
II Промежуточная |
1 |
9?'' направляющий башмак с обратным клапаном, модель фирмы Davis Lynch* |
Стандарт API 10 D |
120 |
4521 |
1 |
1 |
120 |
||
|
9?'' муфта для посадки цементировочной пробки с обратным клапаном |
Стандарт API 10 F |
57 |
4473 |
1 |
1 |
57 |
||||
|
9?'' центраторы** типоразмер NW ST A3 9?'' центраторы** типоразмер NW ST A3 модель фирмы Weatherford |
Стандарт API 10 D Стандарт API 10 D |
12 12.8 |
4473 2700 2250 0 |
4521 4473 2700 2250 |
5 48 12 38 |
103 |
1279 |
|||
|
Пробки продавочные: Верхняя пробка, Нижняя пробка |
Стандарт API 10 |
13 20 |
1 1 |
1 1 |
13 20 |
|||||
|
7'' Хвостовик |
1 |
7'' направляющий башмак с обратным клапаном, |
Стандарт API 10 D |
60 |
5131 |
1 |
1 |
60 |
||
|
Устройство для подвески хвостовика 7''x9'', с гнездом для соединения с надставкой |
Стандарт API |
140 |
2700 |
2702 |
1 |
1 |
140 |
|||
|
7'' муфта для посадки цементировочной пробки с обратным клапаном |
Стандарт API 10 F |
30 |
5083 |
1 |
1 |
30 |
||||
|
7'' центраторы** Тип: жесткий спиралевидный, модель фирмы Weatherford Типоразмер NW STA1 |
Стандарт API 10 D |
10 7 |
5107 4938 4521 2700 |
5131 5107 4938 4521 |
5 28 17 50 |
50 50 |
501 348 |
|||
|
Пробки продавочные: Верхняя пробка, Нижняя пробка, модель фирмы Davis Lynch* |
Стандарт API 10 |
8 6 |
1 1 |
2 1 1 |
8 6 |
|||||
|
Надставка 7'' хвостовика |
1 |
Уплотнительный ниппель модель фирмы Davis Lynch* |
Стандарт API 10 |
56 |
2700 |
2702 |
1 |
1 |
56 |
|
|
Муфта для пропускания раствора |
Стандарт API 10 F |
30 |
2652 |
1 |
1 |
30 |
||||
|
7'' центраторы типоразмер NW STA1 модель фирмы Weatherford |
Стандарт API 10 D |
7.5 |
2652 0 |
2700 2652 |
4 37 |
41 |
306 |
|||
|
Верхняя разделительная пробка модель фирмы Davis Lynch* |
Стандарт API 10 |
8 |
1 |
1 |
8 |
Примечание к таблице 6.8: * допускается использование технологической оснастки других фирм-производителей: Halliburton, Baker Hughes, Weatherford и др. при условии соответствия требованиям стандартов API
** Количество и интервал установки центраторов должно быть откорректировано по результатам геофизических исследований
Таблица 6.8 - Скорость спуска обсадных колонн
|
Обсадная колонна |
Интервал глубин, м |
Допустимая скорость спуска колонны, м/с |
Допустимая глубина спуска на клиньях, м |
|||
|
название колонны |
номер секции |
верх |
низ |
|||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
|
Кондуктор |
1 |
0 |
300 |
0.3-0.4 |
100 |
|
|
I Промежуточная |
1 |
0 |
2250 |
0.6 |
2250 |
|
|
II Промежуточная |
1 |
0 2200 |
2200 4521 |
0.6-0.8 0.4-0.6 |
1600 4000 |
|
|
Хвостовик 177.8 мм. |
1 |
0 4500 |
4500 5096 |
0.8-1.0 0.6-0.8 |
4500 5096 |
|
|
Надставка 177.8 мм хвостовика |
0 2000 |
2000 3500 |
0.8-1.0 0.6-0.8 |
2000 3500 |
Таблица 6.9 - Режимы промывки при спуске обсадных колонн
|
Обсадная колонна |
Интервал глубин, м |
Периодичность долива колонны, м |
Промежуточные промывки |
|||||
|
название колонны |
номер секции |
верх |
низ |
глубина, м |
продолжительность, мин |
расход промывочной жидкости, м3/с |
||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
|
Направление |
1 |
0 |
30 |
30 |
- |
- |
0, 204 |
|
|
Кондуктор |
1 |
0 |
300 |
900 |
- |
- |
0,142 |
|
|
Первая промежуточная |
1 |
0 |
2250 |
200 |
1025 |
20 |
0,101 |
|
|
Вторая промежуточная |
1 |
0 |
4521 |
200 |
1950, 3700 |
30 |
0,071 |
|
|
Хвостовик |
1 |
0 |
5131 |
300 |
1550, 3100, 4650 |
30 |
0,028 |
Таблица 6.10 - Смазки для обсадных колонн
|
Обсадная колонна |
Интервал глубин, м |
Смазка |
|||||
|
название колонны |
название колонны |
верх |
низ |
шифр или название |
стандарт, технические условия |
количество, шт |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
|
Направление |
1 |
0 |
30 |
Р-402 |
ТУ 38-101-330-73 |
1,5 |
|
|
Кондуктор |
1 |
0 |
300 |
Р-402 |
ТУ 38-101-330-73 |
40 |
|
|
Первая промежуточная |
1 |
0 |
2250 |
Р-402 |
ТУ 38-101-330-73 |
90 |
|
|
Вторая промежуточная |
1 |
0 |
4521 |
Р-402 |
ТУ 38-101-330-73 |
230 |
|
|
Эксплуатационная |
1 |
0 |
5131 |
Р-402 |
ТУ 38-101-330-73 |
250 |
Таблица 6.11 - Испытание обсадных колонн на герметичность и натяжение эксплуатационной колонны
|
Наименование |
Единица измерения |
Кондуктор |
Промежуточные колонны |
Хвостовик |
Надставка хвостовика |
||
|
1 |
2 |
||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
8 |
9 |
|
|
1. Плотность жидкости при опрессовке: |
|||||||
|
- колонны |
г/ |
1.35 |
1.55 |
1.17 |
1.00 |
||
|
- цементного кольца |
г/ |
1.35 |
1.17 |
- |
- |
||
|
2. Давление на устье при опрессовке верхней части колонны |
кгс/ |
75 |
394 |
394 |
394 |
||
|
3. Глубина установки пакера (МСЦ, моста) |
м |
- |
- |
- |
- |
- |
|
|
4. Давление на устье при опрессовке ниже пакера (МСЦ, моста) |
кгс/ |
- |
- |
- |
- |
- |
|
|
5. Давление на устье при опрессовке цементного кольца |
кгс/ |
72 |
223 |
- |
- |
||
|
6. Работа цементировочных агрегатов (количество вызовов, агр/операций) |
|||||||
|
7. Давление опрессовки труб |
кгс/ |
107 |
414 |
414 |
414 |
||
|
8. Работа цементировочных агрегатов по опрессовке труб на поверхности (количество вызовов, агр/операций) |
Таблица 6.12 - Компонентный состав жидкостей для цементирования и характеристики компонентов
|
Название колонны |
Номер части колонны в порядке спуска |
Номер ступени (снизу-вверх) |
Тип или название жидкости для цементирования |
Название компонентов |
Плотность, г/см3 |
Норма расхода компонента, кг/м3 |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
|
Кондуктор |
1 |
1 |
Буферная |
Вода |
1.0 |
998.1 |
|
|
Поверхн. активное вещ-во (MCS-A) |
1.02 |
2.43 |
|||||
|
Тампонажный-1 |
Цемент G (HSR) |
3.16 |
694.0 |
||||
|
Хлористый кальций (A-7) |
2.15 |
13.88 |
|||||
|
Облегчающая добавка (А-2) |
2.40 |
27.76 |
|||||
|
Пеногаситель (FP-21L) |
0.88 |
1.08 |
|||||
|
Вода |
1.0 |
761.2 |
|||||
|
Тампонажный-2 |
Цемент G (HSR) |
3.16 |
1287.0 |
||||
|
Хлористый кальций (A-7) |
2.15 |
25.74 |
|||||
|
Пеногаситель (FP-21L) |
0.88 |
2.03 |
|||||
|
Вода |
1.0 |
578.4 |
|||||
|
Продавочная |
Буровой раствор |
1.08 |
- |
||||
|
I промежуточная колонна |
1 |
1 |
Буферная |
Вода |
1.0 |
843.2 |
|
|
Полимер (Flowzan) |
1.6 |
2.14 |
|||||
|
Поверхн. активное вещ-во (MCS-A) |
1.02 |
24.30 |
|||||
|
Утяжелитель (Барит) |
4.2 |
559.5 |
|||||
|
Тампонажный-1 |
Цемент G (HSR) |
3.16 |
710.3 |
||||
|
Хлористый кальций (A-7) |
2.15 |
10.65 |
|||||
|
Облегчающая добавка (А-2) |
2.40 |
21.31 |
|||||
|
Пеногаситель (FP-21L) |
0.88 |
1.11 |
|||||
|
Вода |
1.0 |
765.0 |
|||||
|
Тампонажный-2 |
Цемент G (HSR) |
3.16 |
1307.2 |
||||
