Проектирование нефтедобывающей скважины

4.1. Не допускать посадок инструмента и его заклинивания в стволе скважины.

4.2. Ограничить скорость прохождения элементов КНБК при подъеме у башмака предыдущей колонны с целью предотвращения их зацепления.

5. При турбинном бурении под эксплуатационную колонну на 2^ом участке набора зенитного угла (в том числе при бурении пилотного ствола) и при бурении под колонну-хвостовик допускается при необходимости производить проворот колонны бурильных труб ротором с частотой вращения не более 80 об/мин.

6. Для возможности очистки забоя скважины от посторонних предметов с промывкой и проработкой ствола скважины на буровой рекомендуется иметь металлошламоуловитель МШУ/195 “Барс” НПП “СибБурМаш” г.Тюмень.

3.5 Выбор типов долот, режимов бурения

3.1.1. Бурение под направление диаметром 324мм в интервале 0-60м - по вертикали и по стволу производится роторным способом при частоте вращения ротора 60-80 об/мин шарошечным долотом III 393,7 М-ЦГВ (КНБК 1 - табл. 3.15). Осевая нагрузка создается весом инструмента, расход бурового раствора 28,4 л/с.

3.1.2. Бурение под кондуктор диаметром 245мм глубиной спуска по вертикали 700м (732 м - по длине ствола) производится следующим образом:

Углубление вертикального участка 100м производится турбинным способом: шарошечное долото III 295,3 МС3-ГНУ-R37, либо III 295,3 МСЗ-ГВУ-R201, турбобуром Т12РТ-240 или 3ТСШI-240 (1 секция) (КНБК 2 - табл. 3.15).

Набор зенитного угла в интервале 100-232м - по вертикали (100-234м - по стволу) предусматривается производить долотом III 295,3 МС3-ГНУ-R37, либо III295,3МСЗ-ГВУ-R201, турбинный отклонитель ТО2-240 (угол перекоса 2 град.) (КНБК 3 - табл. 3.15).

Углубление на участке стабилизации в интервале 232-700м - по вертикали (234-732м - по стволу) предусматривается производить турбобуром Т12РТ-240 или 3ТСШI-240 (2 секции) с долотом III 295,3 МС3-ГНУ-R37, III 295,3 МСЗ-ГВУ-R201 (КНБК 4 - таблица 3.15).Осевая нагрузка при бурении под кондуктор 5-7 т, расход бурового раствора 56,8 л/с.

При наличии осложнений при бурении интервал осложнений прорабатывается компоновкой последнего долбления (шаблонируется при отсутствии осложнений), в том числе интервал набора зенитного угла при бурении и перед спуском кондуктора шаблонируется (прорабатывается) компоновкой для набора зенитного угла (КНБК № 3 - табл. 3.15) с долотом III 295,3 М-ГВ, других интервалов (КНБК 5 -табл. 3.15). Осевая нагрузка при шаблонировке (проработке) 7-10 т, расход бурового раствора 56,8 л/с.

8.1.3. Бурение под эксплуатационную колонну диаметром 168мм с глубиной спуска по вертикали 2750м (2944м - по длине ствола) предусматривается производить по интервалам бурения:

- до глубины 1790м - по вертикали (1893м - по стволу) шарошечным долотом III 215,9 М3-ГВ-R155, турбобуром 3ТСШI-195 (3 секции) (КНБК 6,7- табл. 3.15). Осевая нагрузка 10-14 т, расход бурового раствора 35,4 л/с.

- интервал 1790-2380м - по вертикали (1893-2522м - по стволу) - Фроловская свита шарошечным долотом III 215,9 М-ГАУ-R54М с винтовым забойным двигателем Д2-195 или ВЗД с регулируемым углом ДРУ-195РС, ДРУ-172РС (КНБК 8 - табл. 3.15

Осевая нагрузка 14-17 т, расход бурового раствора 35,4 л/с;

- интервал 2380-2604м - по вертикали (2522-2761м - по стволу) шарошечным долотом III 215,9 МЗ-ГАУ-R02М с винтовым забойным двигателем Д2-195 или ВЗД с регулируемым углом ДРУ-195РС, ДРУ-172РС (КНБК 9 - табл. 3.15). Осевая нагрузка 10-19 т, расход бурового раствора 35,4 л/с;

- интервал 2604-2750м - по вертикали (2761-2944м - по стволу) шарошечным долотом III 215,9 МЗ-ГАУ-R02М с винтовым забойным двигателем с регулируемым углом ДРУ-195РС или ДРУ-172РС (КНБК 10 - табл. 3.15). Осевая нагрузка 10-15 т, расход бурового раствора 35,4 л/с.

Пилотный ствол:

- интервал 2750-2850 м - по вертикали (2944-3102 м - по стволу) шарошечное долото III 215,9 М-ГАУ-R02М, винтовой забойный двигатель с регулируемым углом ДРУ-195РС или ДРУ-172РС (КНБК №13 - табл.3.15). Осевая нагрузка 10-15 т, расход бурового раствора 35,4 л/с.

Перед спуском эксплуатационной колонны производится шаблонировка ствола скважины с использованием КНБК № 14 - таблица 3.15, при осложнениях ствол скважины прорабатывается. Осевая нагрузка при шаблонировке (проработке) 7-10 т, расход бурового раствора 35,4 л/с.

При бурении пилотного ствола на первой скважине куста предусматривается производить отбор керна из интервала 2750-2780 м - по вертикали (2944-2998 м - по стволу), бурильной головкой К212,7/100ТКЗ, снаряд для изолированного отбора керна КИМ-195/100, винтовой забойный двигатель с регулируемым углом ДРУ-195РС или ДРУ-172РС (КНБК №11 - табл3.15). Осевая нагрузка 4-8 т, расход бурового раствора 24,8 л/с.

После отбора керна производится расширка ствола скважины (КНБК №12 - табл. 3.15), при осевой нагрузке 3-5т и расходе бурового раствора 35,4 л/с.

8.1.4. Бурение под хвостовик диаметром 114мм с глубиной спуска 2820 м - по вертикали (3663м - по стволу) предусматривается производить:

Набор зенитного угла и горизонтальный участок:

- интервал 2750-2820 м - по вертикали (2944-3663 м - по стволу) шарошечным долотом III 144,0 СЗ-ГАУ-R203М с винтовым забойным двигателем с регулируемым углом ДРУ-127РС с проворотом бурильной колонны ротором при осложнениях в процессе бурения (КНБК № 16 - табл.3.15). Осевая нагрузка 6-8 т, расход бурового раствора 17,7 л/с.

Перед спуском хвостовика производиться шаблонировка ствола скважины с использованием КНБК № 16 - таблица 8.2, при осложнениях производится проработка. Осевая нагрузка при шаблонировке (проработке) 6-8 т, расход бурового раствора 17,7 л/с.

Режимы бурения основного и пилотного ствола, компоновка низа бурильной колонны, потребное количество долот и элементов КНБК, конструкция бурильной колонны и гидравлическая программа промывки скважины при бурении основного и пилотного ствола приведены в таблицах 3.8, 3.15, 3.11, 3.12. Контроль режимно-технологических параметров бурения производится станцией параметров бурения типа ГТК и комплексом КУБ.

Момент подъема долота определяется:

- технико-технологической необходимостью;

- снижением механической скорости более чем в два-три раза в сравнении с первоначальной;

- сработкой опоры долота, сопровождающейся увеличением реактивного момента и давления на выкиде насосов, фиксируемые станцией контроля;

- окончанием бурения под соответствующую обсадную колонну.

Величина расхода бурового раствора определена исходя из условия:

- получения скорости восходящего потока в кольцевом пространстве не менее минимально необходимой величины;

- создания необходимой и достаточной величины вращающегося момента (М_вр) на валу гидравлического забойного двигателя;

- получения величины удельного расхода бурового раствора на единицу площади забоя не менее рекомендуемых Правилами безопасности [4] значений;

- пропускной способности телеизмерительных систем.

Величина осевой нагрузки на долото определяется:

- технико-технологическими условиями углубления;

- получения максимальной механической и рейсовой скоростей проходки.

Указанная в таблице 3.8. осевая нагрузка (G_q) является ориентировочной, которая уточняется в процессе углубления ствола скважины. Поиск оптимальной величины G_q производится в первые 2/3 предполагаемой часовой стойкости долота и получения максимальной мгновенной механической скорости углубления.

3.6 Ликвидация пилотного ствола скважины

Настоящий подраздел разработан в соответствии с требованиями “Инструкции о порядке ликвидации, консервации скважин…” [114], “Правил безопасности …” [4], а также нормативно-инструктивной документации по видам работ и эксплуатации оборудования и инструмента. Все работы по каждой скважине проводятся по индивидуальным планам изоляционно-ликвидационных работ, разработанных в установленном порядке в соответствии с фактическими геологическими условиями, профилем и состоянием ствола скважины.

Ликвидация пилотного ствола производится следующим образом:

- в скважину спускается колонна бурильных труб (из комплекта на бурение пилотного ствола) с открытым концом до забоя пилотного ствола;

- производится промывка ствола скважины до выравнивания параметров бурового раствора с доведением их до проектных (п. 2.7.7.9 “Правил …” [4]);

- производится установка цементного моста в интервале 2750-2850м - по вертикали (2944-3102м - по стволу) продавкой через бурильные трубы цементного раствора из цемента ПЦТ I-100 или ПЦТ I-G-CC-2 ГОСТ 1581-96 при водоцементном отношении 0,5 и 0,44 соответственно (расчетный уровень подъема цементного раствора на 50м выше точки зарезки основного ствола). Установку цементного моста произвести в несколько приемов по 50м с отмывкой и выдержкой срока ОЗЦ для каждого приема.

Буферная жидкость (техническая вода) - 3 м³.

Продавочная жидкость - буровой раствор с закачкой первой пачкой технической воды - 2 м³. Общий объем продавочной жидкости - до уровня выравнивания столбов цементного раствора в бурильных трубах и затрубье;

- сразу после продавки цементного раствора колонна бурильных труб приподнимается до уровня на 20м выше точки зарезки основного ствола или не менее чем на 50м выше башмака кондуктора и производится отмывка бурильного инструмента буровым раствором и промывка до выравнивания параметров бурового раствора с доведением их до проектных (п. 2.7.7.9 “Правил …” [4]);

- после промывки бурильный инструмент приподнимается в обсаженный ствол до уровня не менее чем на 50м выше башмака предыдущей колонны, скважина доливается и устье герметизируется (затрубье - превентором, трубы - обратный клапаном);

- выдерживается срок ОЗЦ цементного моста 48 часов;

- по окончании срока ОЗЦ производится спуск бурильного инструмента с открытым концом для нащупывания моста и при необходимости спуск бурильного инструмента с КНБК для подбуривания моста до точки зарезки основного ствола и цементный мост испытывается разгрузкой (до 10 т);

- производится бурение основного ствола скважины.

3.7 Крепление скважины

Таблица 3.6Подготовка к спуску и спуск обсадных колонн Технологическая оснастка обсадных колонн

Номер колонны в порядке спуска	Название колонны	Элементы технологической оснастки части колонны
		номер в порядке спуска	наименование, шифр, типоразмер	ГОСТ, ОСТ, МРТУ, ТУ и т.п. на изготовление	техническая характеристика	количество, шт
					диаметр, мм	длина	масса,
					наружный	внутренний	(высота), мм	кг
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	Направление	1	Башмак БК-324	ОСТ 39-011-74	351	160	440	85,0	1
		2	Центратор ЦЦ-324/394-1	ТУ 39-01-08-283-77	445	329	660	26,0	2
2	Кондуктор	1	Башмак БК-245	ОСТ 39-011-74	270	120	420	60,0	1
		2	Центратор ЦЦ-4-245/295	ТУ 39-1442-89	370	249	640	14,2	3
		3	Обратный клапан ЦКОД-245-2	ТУ 39-01-08-282-77	270	-	365	57,2	1
		4	Пробка продавочная ПВЦ-245	ТУ 39-1259-88	236	-	315	8,0	1
		5	Устройство экранирующее для цементирования УЭЦС-245	ТУ 3663-006-44888724- -2003	-	-	-	-	1
3	Эксплуатационная	1	Башмак БК-168	ОСТ 39-011-74	188	80	350	28,0	1
		2	Центратор ЦЦ-2-168/216	ТУ 39-1442-89	300	172	600	9,9	27
		3	Турбулизатор ЦТ-168/212-216	ТУ 39-01-08-284-77	210	171	135	5,0	46
		4	Обратный клапан ЦКОД-168-1	ТУ 39-01-08-281-77	188	-	350	25,0	1
		5	Продавочная пробка ПВЦ-168	ТУ 39-1259-88	159	-	220	4,0	1
4	Хвостовик нецементируемый	1	Комплекс технических средств для спуска, подвески и герметизации нецементируемых хвосто-виков ПХН-114/168	ТУ 3665-0013- -44888724-2003	-	-	-	-	1
			в том числе:
			- пружинный центратор ПЦ2А-114/144 либо ЦПЖ		-	-	-	-	146
			- фильтр скважинный ФС-114		-	-	-	-	72
			- клапан обратный ПХЦ1.114/168.080
			- башмак БК 114.1

Таблица 3.7Испытание обсадных колонн на герметичность

			Давление на устье скважины	Величина снижения		Давление опрессовки
Номер колон-	Название	Плотность жидкости	при опрессовке, кгс/см2	уровня жидкости при испытании	Способ снижения	труб равнопрочной
ны в поряд-	колонны	для опрессовки	колонны	цемент- ного	на герметичность	уровня	секции на поверхности,
ке		колонны,		кольца			кгс/см2
спуска		г/см3
1	2	3	4	5	6	7	9
1	Кондуктор	1,18	90	-	-	-	100
	Цементное кольцо кондуктора	1,18	-	38	-	-	-
2	Эксплуатационная	1,00	115	-	-	-	120
	Цементное кольцо эксплуатационной колонны	1,00	-	*	-	-	-
3	Эксплуатационная колонна (до разбуривания ее башмака)	-	-	-	1250 м	вытеснение спуском НКТ d73 мм (5.5): - первый раз с глухой диафрагмой; - второй и последующие с обратным клапаном или снижение уровня жидкости желонкой	-

Примечания: 1. При опрессовке кондуктора буровым раствором приустьевая его часть и оборудование устья, в том числе ПВО и его манифольда до концевой задвижки заполняется технической водой.

1. Испытание эксплуатационной колонны на герметичность снижением уровня жидкости производится для добывающих скважин по согласованию с Заказчиком.

2. Колонна считается герметичной, если повышение уровня за 8 часов наблюдения

Цементирование обсадных колонн

Направление (диаметр - 324 мм, глубина спуска 60 м - по вертикали и по стволу, цементируется до устья).

Комплектуется из труб с резьбовыми соединениями типа ОТТМ.

Смазка резьбовых соединений - Р-402, либо другая специальная, в соответствии с табл. 15.3-15.5 “Инструкции …” [36].

Низ колонны оборудуется башмаком типа БК.

Центраторы типа ЦЦ-1 устанавливаются на нижней и второй сверху трубах.

Цемент марки ПЦТ I-50 ГОСТ 1581-96 (либо ПЦТ II-50) затворяется на 8% водном растворе хлористого кальция. Водоцементное отношение - 0,45-0,50. Возможно использование цементов марок ПЦТН-50, либо "Аркцемент".

Объем буферной жидкости (вода) - 3 м³.

В качестве продавочной жидкости используется буровой раствор либо техническая вода.

Кондуктор (диаметр - 245 мм, проектная глубина спуска 700 м - по вертикали (732м - по стволу), цементируется до устья).

Комплектуется из труб с резьбовыми соединениями типа ОТТМ.

Перед спуском кондуктора скважины шаблонируется спуском бурильного инструмента с КНБК № 5 (см. табл. 3.15), а при необходимости прорабатывается. Промывка на забое - до выравнивания свойств бурового раствора (п. 2.7.7.9 “ПБ в НГП”). При этом параметры бурового раствора доводятся до проектных.

Низ кондуктора оборудуется башмаком типа БК.

Обратный клапан - типа ЦКОД.

Центраторы типа ЦЦ-4 устанавливаются на двух нижних и второй сверху трубах. Непосредственно в интервале башмака направления, устанавливается устройство УЭЦС.

Допускается использование технологической оснастки зарубежных фирм, при наличии разрешения органов Ростехнадзора.

Смазка резьбовых соединений - Р-402, либо другая специальная, в соответствии с табл. 15.3-15.5 “Инструкции …” [36].

Скорость спуска кондуктора - не более 1,0м/c.

Продолжительность промывки на забое - до выравнивания свойств бурового раствора с доведением его параметров до проектных (п.2.7.7.9 “Правил…”4).

Объем буферной жидкости (вода) - 8 м³.

В интервале 700-550 м - по вертикали (732-572 м - по стволу), размещается цементный раствор ПЦТ I-50 ГОСТ 1581-96 (либо ПЦТ II-50) при водоцементном отношении - 0,45-0,50. Последние 3 т цемента затворяются на 8% водном растворе хлористого кальция. Возможно вместо этого использовать цементы марок ПЦТН-50 и “Аркцемент”.

В интервале 550-0м - по вертикали (572 м - по стволу). Размещается облегченный раствор из цемента марки ПЦТ III-Об4-50 ГОСТ 1581-96, расчетное водоцементное отношение - 0,55-0,60. Допускается приготовление облегченного тампонажного раствора в промысловых условиях при соблюдении требований ГОСТ 1581-96.

Продавочная жидкость - буровой раствор, либо техническая вода.

Эксплуатационная колонна (диаметр - 168 мм, глубина спуска - 2750м - по вертикали (2944м - по стволу), цементируется до уровня 550м - по вертикали (572м - по стволу).

Комплектуется из труб с резьбовыми соединениями типа БТС либо “Батресс”.

Перед спуском колонны скважина шаблонируется спуском бурильного инструмента с КНБК № 14 (см. табл. 3.15), а при необходимости прорабатывается. Продолжительность промывки на забое - до выравнивания свойств бурового раствора (п. 2.7.7.9 “ПБ в НГП”). Параметры бурового раствора при промывках доводятся до проектных.

Низ колонны оборудуется башмаком типа БК.

Обратный клапан - типа ЦКОД.

Центраторы типа ЦЦ-2 устанавливаются через 10м в интервале нефтеносных горизонтов. При этом, как минимум два центратора должны быть ниже подошвы каждого продуктивного пласта и два выше кровли.

В интервале непосредственно выше башмака кондуктора устанавливаются через 10м два центратора типа ЦЦ-2.

Турбулизаторы устанавливаются через 5-6м в интервалах всех продуктивных пластов, включая участки минимум на 10м ниже подошвы и выше кровли объектов.

Места установки элементов технологической оснастки обсадной колонны уточняются геологической службой по результатам ГИС.

Допускается использование технологической оснастки колонн зарубежных фирм, при наличии разрешения органов Ростехнадзора.

Смазка резьбовых соединений - Р-402, либо другая специальная, в соответствии с табл. 15.3-15.5 “Инструкции …” [36].

Скорость спуска колонны до отметки 100 м выше кровли Фроловской свиты - не более 1,0 м/с, ниже - не более 0,4 м/c.

Промежуточные промывки производятся, начиная от кровли Ханты-Мансийской свиты, через каждые последующие 300 м спущенных обсадных труб, за исключением интервала Фроловской свиты ( 50). Продолжительность промывок - до выравнивания параметров бурового раствора с доведением их до проектных (п.2.7.7.9 “Правил…”4).

Цементирование производится в одну ступень по технологии одноступенчатого цементирования.

В интервал 2750-2280 м - по вертикали (2944-2415 м - по стволу) с целью повышения качества цементирования закачивается расширяющийся тампонажный материал (РТМ), который готовится путем сухого смешивания портландцемента ПЦТ I-G-СС-1 (ГОСТ 1581-96) и расширяющейся добавки ДР-100 в соотношении 70:30% в массовых долях. Основные параметры расширяющихся тампонажных растворов: водоцементное отношение (В/Ц) - 0,40-0,42, растекаемость - 180-220, плотность - 1,90-1,92 г/см³.

В случае цементирования без введения расширяющей добавки затворение цемента ПЦТ I-G производится на воде с добавкой химреагентов-стабилизаторов и пластификаторов.

В качестве стабилизаторов отечественного производства рекомендуется применять для чистого цемента - сульфацелл 160 - 0,2-0,25%, либо “Поликем-Д”, либо ПВС-ТР до 1% (от массы цемента).

В качестве пластификатора отечественного производства - суперпластификатор С-3 - 0,15-0,20%, импортного CFR-3 - 0,2% фирмы “Халлибуртон”.

При цементировании используется осреднительная емкость. Откачка раствора РТМ в скважину начинается после перемешивания его в осреднительной емкости не менее 15 минут.

При затворении тампонажного цемента необходимо производить постоянный контроль плотности тампонажных растворов в мерных бочках цементировочных агрегатов и в осреднительной емкости.

Рецептура тампонажных растворов подбирается и проверяется на соответствие ГОСТ 1581-96 в лаборатории.

В интервале 2280-550 м - по вертикали (2415-572 м - по стволу) размещается легкий тампонажный раствор приготовленный из смеси тампонажного портландцемента ПЦТ I-50 ГОСТ 1581-96 (72%) и алюмосиликатных полых микросфер типа АСПМ - 28% (г.Томск, г.Екатеринбург, г.Челябинск, г.Новочеркаск) по ТУ 21-22-37-94

Водосмесевое отношение - 0,65-0,80.

Плотность тампонажного раствора в атмосферных условиях - 1,24 г/см³, в скважинных условиях - не более 1,36 г/см³.

Легкий тампонажный раствор на основе микросфер готовится в соответствии с Инструкцией, разработанной ООО “КогалымНИПИнефть”, 2004 г.

Готовый облегченный цемент с АСПМ может поставляться ООО НПП “Бентонит Урала” по ТУ 5734-034-00158758-2000 и соответствует ГОСТ 1581-96.

Для регулирования свойств легкого тампонажного раствора и камня следует применять следующие реагенты:

- ускорители сроков схватывания (CaCl₂, NaCl, Na₂CO₃ и др.);

- замедлители сроков схватывания (НТФ, HR-5 и др.);

- понизители водоотдачи (сульфацелл (СЦ), ПВС-ТР, гивпан, ОЭЦ, ПЭО, КМЦ, тилоза, Hallad и др.);

- пластификаторы (С-3, КССБ, CFR-3 и др.);

- пеногасители (Пента, ТБФ, D-air и др.).

Свойства легкого тампонажного раствора регулируются и подбираются составом смеси и реагентами в лаборатории для конкретных партий материалов.

При подборе рецептур тампонажных растворов в лабораторных условиях следует выдержать условие - начало сроков схватывания легкого тампонажного материала на 2 часа позже расширяющегося тампонажного материала.

Допускается приготовление облегченного цементного раствора из цемента и глинопорошка (В/Ц - 0,9-1) в промысловых условиях при соблюдении требований ГОСТ 1581-96. Также допускается применение материала тампонажного облегченного МТО-100 производства ОАО “Сухоложскцемент” ТУ 5734-5753490-002-2001.

Буферная жидкость - 10 м³ - 2% водный раствор триполифосфата натрия либо 0,02% водного раствора НТФ с добавкой сульфонола в количестве 0,01%. Рекомендуется использовать составы буферных жидкостей фирмы “Халлибуртон”

Продавочная жидкость - буровой раствор либо вода.

Цементирование обсадной колонны осуществлять с использованием технологии аэрации тампонажных растворов.

Контроль процесса цементирования кондуктора и эксплуатационной колонны осуществляется с использованием станции СКЦ-2М. Плотность приготавливаемого раствора по каждой цементосмесительной машине и осреднительной емкости замеряется не реже, чем через каждые три минуты. Кроме того, за приготовлением цементного раствора и за характером циркуляции (входом бурового раствора на устье) организуется непрерывное наблюдение.

Для контроля качества тампонажного материала доставляемого на буровую рекомендуется измеритель активности цемента ИАЦ-04(03), выпускаемый ООО “Востокнефтемаш” г.Уфа. С помощью прибора можно экспресс-методом (за одну минуту) определить:

- активность (марку) портландцемента;

- его прогнозируемую прочность на изгиб и сжатие в зависимости от водоцементного отношения.

С целью обеспечения наиболее полного вытеснения промывочной жидкости тампонажным раствором необходимо обеспечить скорость восходящего потока не менее 1 м/с.

В таблице 9.7 и на рис. 9.3 показано заполнение затрубного пространства при креплении обсадных колонн.

Гидравлическая программа цементирования эксплуатационной колонны, рассчитанная, исходя из этих условий, приведена в таблицах 9.10 и на рис. 9.4, 9.5,9.6. Схемы обвязки тампонажной техники приведены в приложении 18.

Хвостовик - диаметр 114 мм, интервал установки принят для проекта на 70м выше башмака эксплуатационной колонны по длине ствола до проектной отметки (3663 м - по стволу) - не цементируется. Верх хвостовика оборудуется подвеской хвостовика нецементируемой ПХН 114/168. Глубина установки ПХН от башмака эксплуатационной колонны для каждой конкретной скважины выбирается для интервала с наименьшей интенсивностью искривления ствола скважины.

Хвостовик комплектуется из труб с резьбовыми соединениями типа ОТТМ, либо БТС, либо “Батресс”.

Низ оборудуется башмаком БК-114.1.

Обратный клапан - ПХЦ1.114/168.080.

В интервале продуктивного пласта в составе хвостовика устанавливаются фильтровые секции типа ФС, количество и место установки которых определяются технологической службой Заказчика по результатам заключительного каротажа.

В связи с низкой проницаемостью продуктивного пласта, в проекте принята установка фильтровых секций по всей продуктивной части горизонтального участка.

Центраторы типа ПЦ2А либо ЦПЖ устанавливаются по одному ниже и выше каждой секции ФС, два - в интервале эксплуатационной колонны через 10 м.

Хвостовик спускается на бурильных трубах. Скорость его спуска до глубины 2600 м - по вертикали (2756м - по стволу) - не более 1,0 м/с, до глубины 2750 м - по вертикали (2944 м - по стволу) - не более 0,5 м/с, далее - не более 0,2 м/с.

Через каждые 500м спущенных труб производить долив бурильной колонны.

По окончании спуска хвостовик подвешивается в эксплуатационной колонне с помощью ПХН 114/168.

До подвески колонны-хвостовика на устройство подвески и герметизации произвести закачку пачки нефти (в качестве блокирующей пачки, сохраняющей коллекторские свойства пласта) в интервал горизонтального участка.

Затем хвостовик подвешивается в эксплуатационной колонне, бурильные трубы отсоединяются и производится замена бурового раствора на солевой раствор хлористого калия.

Таблица 3.8Характеристика жидкостей для цементирования и составляющие их компоненты

Номер колонны в порядке спуска	Название колонны	Номер ступени снизу вверх	Характеристика жидкости ( раствора)
			тип или название	объем, м3	плотность, г/см3	Пластическая вязкость, сантипуаз	Динамическое напряжение сдвига, дин/см2	составляющие компоненты	Время ОЗЦ, час.
								название	% к массе сухого вещества (для тампонажного раствора), % к массе буферной жидкости (воды)
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1.	Направление	1	Буферная	3	1,00	-	-	Вода	100	10
			Цементный	4,91	1,86	35	27	Портландцемент ПЦТ I-50	100
								Вода	45-50
								CaCl2	4,000
			Продавочная	4,01	1,18	20-24	25-30	Буровой раствор	100
2.	Кондуктор	1	Буферная	8	1,00	-	-	Вода	100	16
			Облегченный	23,10	1,42	16	9	Портландцемент	100
			цементный					ПЦТ III-Об4-50
								Вода	60
			Цементный	4,87	1,86	35	27	Портландцемент ПЦТ I-50	100
								Вода	45-50
			Цементный	2,27	1,86	35	27	Портландцемент ПЦТ I-50	100
			(последние 3 т)					Вода	45-50
								CaCl2	4,000
			Продавочная	30,0	1,18	20-24	25-30	Буровой раствор	100
3.	Эксплуатационная	1	Буферная	10	1,00	-	-	Вода Триполифосфат натрия ТПФН	100 2,000	24
			Легкий тампонажный раствор	48,7	1,36	16	9	Портландцемент ПЦТ I-50 АСПМ Сульфонол НП-3 Вода	72 28 0,075 60-80
			Цементный (РТМ)	12,7	1,92	42	32	Портландцемент ПЦТ I-G-СС-1	70
								Расширяющая добавка ДР-100	30
								Сульфонол НП-3	0,075
								Вода	40-42
			Продавочная	54,4	1,16	8-10	16-18	Буровой раствор	100

Таблица 3.9 Требования к физико-механическим показателям цементных растворов и образующегося камня по ГОСТ 1581-96

Показатели	Марка цемента
	ПЦТ I-50	РТМ	ПЦТ III-Об4-50	ЛТР
Водоотделение, мл, не более	8,7	8,7	7,5	7,0
Растекаемость, мм, не менее	200(220)	180-220	-	280
Время загустевания до консистенции: - 30 Вс, мин., не менее - 1000 УЕК, мин.	90 -	90 -	90 -	- 240
Прочность при изгибе, МПа, не менее, в возрасте: - 1 сут. - 2 сут.	- 2,7	3,5 -	- 0,7	0,5 -
Проницаемость, МКм2	0,6	1,7	60	-
Коэффициент коррозионной стойкости	0,9	0,9	0,9	0,9

Примечание: Расчетная продолжительность цементирования колонны не должна превышать 75% времени начала загустевания тампонажного раствора (см. п. 2.7.4.6 ПБ в НГП).

Таблица 3.10Режим продавки цементных растворов при цементировании эксплуатационной колонны

Этап	Режим работы агрегатов	Объем продавки, м3	Давление, кгс/см2	Коэффициент	Время
продавки	количество	передача	подача, л/с	на этапе	всего	на устье	у башмака	безопасности	этапа, мин.
Кондуктор
1	1	III	7,9	4	4	-	84,1	0,72	8,44
2	3	IV	36,6	20	24	14,8	100,2	0,86	9,11
3	2	IV	24,4	4	28	30,5	108,8	0,93	2,73
4	1	II	7,9	2	30	43,4	116,1	0,99	4,22
									24,50
Эксплуатационная колонна
1	1	III	7,9	4	4	-	325	0,74	8,44
2	3	IV	36,6	44,4	48,4	65,7	388,6	0,88	20,22
3	2	IV	24,4	4	52,4	85,4	398,2	0,91	2,73
4	1	II	7,9	2	54,4	92,7	403,1	0,92	4,22
									35,61

ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ

Таблица 3.11Спецификация оборудования

Обсадная колонна	Типоразмер, шифр или название устанавливаемого оборудования	ГОСТ, ОСТ, МРТУ, ТУ, МУ и т.д. на изготовление	Единица измерения	Количество, шт	Допустимое рабочее давление,кгс/см2	Масса, т
Номер по порядку	название						единицы	суммарная
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1.	Кондуктор	Противовыбросовое оборудование	ГОСТ 13862-90	компл.	1	350	-	17,90
		ОП5-230/80x35
		в том числе:
		превентор плашечный
		ПП-230x35	ОСТ 26-16-1622-82	компл.	2	350	1,50	3,00
		превентор кольцевой (универсальный)
		ПК-230x35	ОСТ 26-16-1622-82	компл.	1	350	3,03	3,03
2.	Кондуктор	Колонная головка (нижняя часть) ОКК1-210-168х245	ТУ 26-02-579-74	компл.	1	210
3.	Эксплуатационная,	Колонная головка
	кондуктор	ОКК1-210-168х245	ТУ 26-02-579-74	компл.	1	210	0,485	0,485
4.	Эксплуатационная, хвостовик	Противовыбросовое оборудование	ГОСТ 13862-90	компл.	1	350	-	17,90	_brdrw10
(		??5-230/80_lang1033x35
		(через переходную катушку)
		в том числе:
		превентор плашечный
		ПП-230x35	ОСТ 26-16-1622-82	компл.	2	350	1,50	3,00
		превентор кольцевой (универсальный)
		ПК-230x35	ОСТ 26-16-1622-82	компл.	1	350	3,03	3,03
5.	Эксплуатационная колонна	Противовыбросовое оборудование для осво-ения и спуска ЭЦН ПМТ2.2-156х21	НПО “СибБурМаш” г.Тюмень ТУ 3661-023- -27005283-98	компл.	1	210	0,570	0,570
6.	Эксплуатационная:
	- добывающие скважины	фонтанная арматура АФК2-65х21	ТУ 26-16-46-77	компл.	1	210	1,020	1,020

Примечания: 1. Монтаж противовыбросового оборудования производится по схеме обвязки устья скважины, разработанной ЗАО “Нижневартовскбурнефть” и согласованной РГТИ (приложение 19).

2. *Допускается вместо колонной головки ОКК1 устанавливать обвязку ООУС1-21.0-168х245 (ЗАО “Нефтемашвнедрение” г.Ноябрьск).

3. Малогабаритное ПВО для спуска ЭЦН оснащается трубно-кабельными плашками и трубно-кабельным центратором.

3.8 Испытание продуктивных пластов

Hастоящий раздел разработан в соответствии с технологическим регламентом на проектирование и строительство скважин (освоение и испытание скважин) [44] и другими руководящими документами, приведенными в списке литературы.

1. Операции, предшествующие испытанию объекта

1.1. Работы по спуску колонны-хвостовика 114 мм проводятся с бурового станка и при обвязанном устье скважины противовыбросовым оборудованием ОП5-230/80х35 (от бурения), при наличии на верхнем “козырьке” мостков укороченной трубы ПК 127х9,19мм длиной 4 м, укомплектованной переходным переводником под бурильные трубы ПН 89х9,35 мм.

1.2. Перед спуском колонны-хвостовика 114 мм с фильтрами ФС-114 на бурильных трубах ПН 89х9,35 мм (из комплекта на бурение) восстановить циркуляцию и промыть скважины на буровом растворе с плотностью выбранной с учетом пластового давления в соответствии с п. 2.7.3.3 “ПБ в НГП”.

1.3. После промывки скважины в интервал горизонтального ствола закачивается пачка нефти.

1.4. Посадить колонну-хвостовик на устройство подвески и разъединить его от колонны бурильных труб.

1.5. Произвести замену бурового раствора от “головы” хвостовика на солевой раствор КCl. Бурильные трубы ПН 89х9,35 мм поднять за палец.

1.6. Убедиться, что скважина не проявляет, демонтировать ПВО (ОП5-230/80х35), обвязать устье скважины крестовиной ФА, установить малогабаритный превентор с трубными и глухими плашками. После установки превентора опрессовать устье на 115 кг/см².

1.7. Опрессовка крестовины фонтанной арматуры и малогабаритного превентора производится с помощью колонного пакера, спущенного на НКТ 73 мм в при-устьевой части на глубину не менее 50 м.

В связи с тем, что порядок работ при опрессовке фонтанной арматуры не определен руководящими документами (не регламентировано время выдержки давления и величина его падения и не описана технология производства работ) можно считать достаточным для определения герметичности ФА создание цементировочным агрегатом кратковременного давления 115 кгс/см² и проверки при этом герметичности всех соединений.

2. Испытание горизонтов на продуктивностьв эксплуатационной колонне

2.1. Произвести передвижку (или демонтаж) буровой установки и монтаж установки “Купер” для испытания продуктивного объекта.

2.2. Вскрытие отверстий фильтров ФС-114 (срезки алюминиевых заглушек) производится с передвижной установки “Купер”, для этого в скважину спустить компоновку инструмента, состоящую (снизу вверх) из долота 93 мм, ГЗД (Д1-85), колонны насосно-компрессорных труб НКМ 73х5,5мм по ГОСТ 633-80 - до устья.

Произвести сбитие заглушек фильтров ФС-114 путем допуска компоновки до искусственного забоя скважины.

2.3. ПРОВЕРИТЬ ОТСУТСТВИЕ ПЕРЕЛИВА или ПОГЛОЩЕНИЙ солевого раствора и произвести подъем инструмента, наблюдая за скважиной и постоянно доливая ее солевым раствором.

После вскрытия фильтров эксплуатационной колонны по специальному решению геологических служб НГДУ и УБР в скважинах могут проводиться дополнительные работы по интенсификации притока (кислотные обработки, обработка ПАВ, ГРП и др.).

В соответствии с п. 34 “Задания на проектирование” в скважину производится спуск насоса ЭЦН (устье скважины оборудовано малогабаритным превентором).

Максимально возможная глубина спуска насоса принимается из следующих условий:

- спуск насоса производится в прямолинейный участок профиля с зенитным углом не более 40^о;

- прочность эксплуатационной колонны при опорожнении должна быть доста-точной на смятие избыточным наружным давлением;

- нагрузка на заколонное (хвостовика) цементное кольцо должна быть менее допустимой (1,5 МПа/м);

- забойное давление столба нефти должно быть более давления насыщения нефти газом.

В соответствии с “Протоколом технического совещания…” ОАО “ТНК-Нягань” от 6.10.2005г. глубина спуска насоса в проекте принята - 1200 м - по вертикали (1265 м - по стволу), исходя из величины максимально возможного снижения уровня в колонне (1200 м).

Тип, производительность и глубина спуска насоса, диаметр НКТ, режим работы насоса для каждой конкретной скважины определяется службой нефтедобывающего

предприятия на основании результатов геофизических и гидродинамических исследований. В проекте для спуска насоса ЭЦН приняты НКТ типа НКМ 73х5,5 мм по ГОСТ 633-80.

Перед спуском ЭЦН скважина шаблонируется спуском шаблона на НКТ 73мм до глубины 1415 м - по стволу (на 150 м больше глубины спуска насоса). Диаметр шаблона - 120,0 мм (для колонн 146 мм), 140,0 мм (для колонн 168 мм), длина - 20 м. Диаметр и длина шаблона определяются в зависимости от выбранного типа насоса.

Спуск насоса производится в соответствии с требованиями технической эксплуатации выбранного типа насоса.

После спуска насоса производится опрессовка:

- опрессовка НКТ на 100 кгс/см²;

- кабельного ввода на 40 кгс/см².

Пред запуском насоса произвести замену солевого раствора на воду, затем воды на нефть.

При отсутствии переливов и выхода нефти произвести демонтаж малогабаритного ПВО и обвязать устье скважины фонтанной арматурой.

Произвести опрессовку фонтанной арматуры на давление опрессовки эксплуатационной.

Запуск насоса и вывод скважины на режим эксплуатации производится специалистами нефтедобывающего предприятия с участием бригады освоения.

Скважинные жидкости и пластовые флюиды, собираемые в накопительных емкостях, после испытания объекта откачиваются в летнее время в нефтесборный коллектор. В зимнее время эти жидкости вывозятся в место утилизации, согласованное с НГДУ.

В случае отличия способа вызова притока от проектного, финансирование выполненных объемов работ производится по исполнительным сметным расчетам.

Таблица 3.12Продолжительность испытания скважины на продуктивность

Номер по порядку	Название работ	Номер таблицы сборника	Продолжительность работ, сутки
			объекта	суммарная на скважину в сутки
1	2	3	4	10
1.	Испытание фонтанирующего нефтяного объекта
	1.1. Подготовительные работы к испытанию	СНВ т-22	2,40
	1.2. Спуск НКТ	ЕНВ § 3, 178, 201, 202,210,236	0,89
	1.3. Подъем НКТ	ЕНВ § 179,202,211, 212, 213,236	0,62
	1.4. Спуск насоса, вызов притока и вывод на режим	СНВ т-22 УНВ т-19,20 и местные	4,38
			Итого:	8,29 сут.

Примечание: Условные обозначения в графе 3:

СНВ т-22, и т.д. - Сборник сметных норм времени на испытание нефтяных, газовых, газоконденсатных, гидрогеоло-гических объектов в разведочных, опорных, параметрических, поисковых скважинах и освоение объектов в эксплуатационных ”, М., ВНИИОЭНГ, 1985г.; табл. 22 и т.д.;

ЕНВ - “Межотраслевые нормы времени на испытание разведочных и эксплуатационных скважин”, М., 1985 г.; табл. 22 и т.д.;

УНВ - Укрупненные нормы времени на испытание скважин, Тюмень, ЦНИИС, 1988 г.

3.9 Охрана недр и защита окружающей среды

Работы по строительству эксплуатационных скважин должны осуществляться в соответствии с руководящими, нормативными документами, инструкциями и правила-ми по охране окружающей среды, приведенными в списке литературы и с учетом специфических условий проведения работ.

Строительство скважин предусматривается с использованием экологически малоопасных химреагентов и материалов и амбарной технологии бурения. Предусматривается использование эффективной системы очистки бурового раствора и утилизации отходов бурения, исключающих попадание их на рельеф местности. Применяемые проектные химические реагенты и материалы малоопасны с экологической точки зрения, имеют установленные значения предельно-допустимых концентраций (ПДК), соответствующие 4 классу опасности. Предусматривается использование технических средств очистки и утилизации бурового раствора отечественного производства.

Минимальная высота отсыпки кустовых площадок и дорог должна обеспечивать их превышение над максимально возможным уровнем затопления паводковыми водами не менее, чем на 1 м.

Сведения о площадке строительства буровой:

- Толщина снежного покрова составляет - 1,0 - 1,5 м.

- Среднегодовая температура - минус 2,9 град.С, при этом максимальная летняя - +35град.С и минимальная зимняя - минус 49 град.С.

- Максимальная глубина промерзания грунта - 1,6 м.

- Структура грунта, сложенная торфяно-болотными осадками, песками, суглинками, глинами, супесями, легко дренируемая.

- Растительный покров - сосново-березовые леса.

Все это предъявляет повышенные требования к комплексу природоохранных мероп-риятий по защите почв и водных объектов при строительстве скважин.

ПРОЕКТНЫЕ ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ, НАПРАВЛЕННЫЕ НА ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ ЗАГРЯЗНЕНИЯ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

Основные потенциальные источники загрязнения окружающей среды при строи-тельстве скважин:

- буровые растворы, материалы и реагенты для их приготовления и обработки;

- буровые сточные воды (БСВ) и буровой шлам (БШ);

- материалы и реагенты для приготовления и обработки тампонажных растворов;

- горючесмазочные материалы (ГСМ);

- пластовые минерализованные воды и продукты освоения скважины (ми-нерализованные воды);

- продукты сгорания топлива при работе двигателей внутреннего сгорания и котельной;

- хозяйственно-бытовые жидкие и твердые отходы;

- загрязненные ливневые сточные воды.

Влияние потенциальных загрязнителей на окружающую среду не одинаково и зависит от:

- типа буровой установки, способа монтажа и вида приво...