Р Газпром 2-3.2-403-2009

  Главная      Учебники - Газпром     

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

РЕКОМЕНДАЦИИ ОРГАНИЗАЦИИ


 

ТАМПОНАЖНЫЕ СОСТАВЫ, БУФЕРНЫЕ КОМПОЗИЦИИ И ТЕХНОЛОГИИ

ИХ ПРИМЕНЕНИЯ ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН

НА БОВАНЕНКОВСКОМ НГКМ


 

Р Газпром 2-3.2-403-2009


 

Издание официальное

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

Общество с ограниченной ответственностью

«ТюменНИИгипрогаз»


 

Общество с ограниченной ответственностью «Газпром экспо»


 

Москва 2010

Предисловие


 

  1. РАЗРАБОТАНЫ


     

  2. ВНЕСЕНЫ


     

  3. УТВЕРЖДЕНЫ


     

  4. ВВЕДЕНЫ ВПЕРВЫЕ

Обществом с ограниченной ответственностью «ТюменНИИгипрогаз»


 

Управлением по бурению газовых и газоконденсатных скважин Департамента по добыче газа, газового конденсата, нефти ОАО «Газпром»


 

членом Правления, начальником Департамента по добыче газа, газового конденсата, нефти ОАО «Газпром» 23 ноября 2009 года


 

© ОАО «Газпром», 2009

© Разработка ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2009

© Оформление ООО «Газпром экспо», 2010


 


 

Распространение настоящих рекомендаций осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»


 

II

Содержание

  1. Область применения 1

  2. Нормативные ссылки 1

  3. Термины и определения 2

  4. Обозначения и сокращения 2

  5. Геологическая характеристика разреза Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения 3

  6. Конструкции скважин 3

  7. Требования к составам тампонажных растворов и буферным жидкостям 4

    1. Составы тампонажных растворов для цементирования направления и кондуктора . . 4

    2. Составы тампонажных растворов для цементирования промежуточных колонн 6

    3. Составы тампонажных растворов для цементирования эксплуатационных хвостовиков 8

    4. Составы тампонажных растворов для цементирования эксплуатационных колонн 10

    5. Составы тампонажных растворов для цементирования хвостовиков основного

      и боковых стволов 11

    6. Требования к буферным жидкостям 13

  8. Технико-технологические решения для повышения степени заполнения

    кольцевого пространства скважины тампонажными растворами 15

  9. Технологии цементирования обсадных колонн 16

    1. Технология цементирования направления и кондуктора 16

    2. Технология цементирования промежуточной колонны 17

    3. Технология цементирования эксплуатационных колонн (хвостовиков) 18

    4. Технология цементирования хвостовиков-фильтров 19

  10. Требования к промышленной безопасности и охрана окружающей природной среды 20

Приложение А (справочное) Геолого-технические условия строительства скважин 21

Приложение Б (рекомендуемое) Конструкции скважин 24

Приложение В (рекомендуемое) Составы и технологические характеристики

тампонажных растворов и камня 27

Библиография 31


 

III


 

РЕКОМЕНДАЦИИ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»


 

image

ТАМПОНАЖНЫЕ СОСТАВЫ, БУФЕРНЫЕ КОМПОЗИЦИИ И ТЕХНОЛОГИИ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН НА БОВАНЕНКОВСКОМ НГКМ


 

image

Дата введения – 2010-11-10


 

  1. Область применения


     

    1. Настоящие рекомендации устанавливают требования к составам тампонажных растворов и буферных композиций с регламентированными значениями показателей технологических характеристик и определяют технологии их применения для цементирования обсадных колонн при строительстве газоконденсатных скважин на Бованенковском нефтегазоконденсатном месторождении.


       

  2. Нормативные ссылки


     

    В настоящих рекомендациях использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

    ГОСТ 450-77 Кальций хлористый технический. Технические условия ГОСТ 1581-96 Портландцементы тампонажные. Технические условия ГОСТ 4233-77 Реактивы. Натрий хлористый. Технические условия ГОСТ 13493-86 Натрия триполифосфат. Технические условия

    ГОСТ 26798.1-96 Цементы тампонажные. Методы испытаний

    СТО Газпром РД 2.1-148-2005 Тампонажные портландцементы. Технические требования СТО Газпром 2-3.2-294-2009 Компоненты тампонажных растворов. Термины и опреде-

    ления. Классификация

    Примечание – При пользовании настоящими рекомендациями целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по существующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящими рекомендациями следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.


     

    image

    Издание официальное


     

    1

  3. Термины и определения


     

    В настоящих рекомендациях применены термины в соответствии с СТО Газпром 2-3.2-294, а также следующие термины с соответствующими определениями:

    1. буферная жидкость: Промежуточная жидкость между тампонажным и буровым растворами, используемая для повышения замещения бурового раствора тампонажным.

    2. загеливание тампонажного раствора: Процесс перехода тампонажного раствора к твердому состоянию.

    3. начало загеливания: Время формирования тампонажным раствором структуры с прочностью 25 Па.

    4. окончание загеливания: Время формирования тампонажным раствором структуры с прочностью 575 Па.


       

  4. Обозначения и сокращения


     

    В настоящих рекомендациях приведены следующие сокращения: НГКМ – нефтегазоконденсатное месторождение;

    ММП – многолетнемерзлые породы; МЗС – многозабойная скважина;

    НТФ – нитрилотриметилфосфоновая кислота; ОЗЦ – ожидание затвердевания цемента;

    ОТР – облегченный тампонажный раствор; С-3 – суперпластификатор;

    СБП-3, СБП-4, СБП-8 – смеси буферные порошкообразные;

    ЦТРО-Арм – цемент тампонажный расширяющийся облегченный с армирующими добавками для низких и нормальных температур;

    ЦТРОС-4 Арм – цемент тампонажный расширяющийся облегченный стабилизированный с армирующими добавками;

    ЦТОС-Арм – цементы тампонажные облегченные стабилизированные с армирующими добавками;

    ЦТРОС-4 – цемент тампонажный расширяющийся облегченный стабилизированный; ЦТРС-Арм – цемент тампонажный расширяющийся стабилизированный с армирую-

    щими добавками;

    ЦТТРС-2 Арм – цемент тампонажный высокотемпературный с армирующими добав-

    ками.


     


     

    2

  5. Геологическая характеристика разреза Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения

    1. Газоконденсатные залежи Бованенковского НГКМ сгруппированы в III, IV, V объекты эксплуатации, разделяющиеся на северный и южный участки, согласно Р Газпром 2-3.2-371-2009 [1].

      1. На южном участке в объекты эксплуатации включены следующие залежи:

        • III объект объединяет пласты ТП12, ТП13–14, ТП15–16;

        • IV объект объединяет пласты ТП2

          , БЯ , БЯ , БЯ ;

          18 1 2 4

        • V объект объединяет пласты Ю2, Ю4, Ю7.

      2. На северном участке в объекты эксплуатации включены следующие залежи:

17

 

  • IV объект объединяет пласты ТП1

17

 

, ТП3

18

 

, ТП1

, БЯ1;

10

 

  • V объект объединяет пласты Ю2, Ю4, Ю7, Ю1

    , Ю

     

    , Ю

     

    .

     

    2 3

    12 10

      1. Залежи IV и V объектов из-за тектонических нарушений и наличия зон выклинивания характеризуются сложным строением и изменяющимися газонасыщенными толщинами и фильтрационно-емкостными свойствами, а расположение контуров газоносности неравномерно изменяется как на южном, так и на северном участках.

      2. Геокриологические данные разреза, характеристика вскрываемых пластов, градиенты давлений и температуры представлены в таблицах А.1–А.3 приложения А.


     

    1. Конструкции скважин


       

      1. Согласно Р Газпром 2-3.2-371-2009 [1] для строительства газоконденсатных скважин Бованенковского НГКМ следует применять шесть вариантов конструкций скважин, приведенных в таблице Б.1 приложения Б.

      2. Конструкции скважин по варианту 1 для эксплуатации III объекта, представленного группой пластов с совместимыми для эксплуатации пластовыми давлениями, разделенных глинистыми перемычками, предусматривают:

  • конструкции МЗС четвертого уровня сложности стыка по ТАМL с отдельными боко-

    выми стволами в каждом из продуктивных пластов ТП12, ТП13–14 и ТП15–16;

  • установку башмака эксплуатационного хвостовика до кровли пласта ТП15–16 и расположение подвески хвостовика не менее 500 м выше башмака промежуточной колонны;

  • профили скважин с отклонением от вертикали основного ствола не более 1417 м, нижнего бокового ствола – 1318 м, верхнего бокового ствола – 1215 м;


 


 

3

  • крепление боковых стволов хвостовиками-фильтрами с их цементированием от кровли проектного пласта до места стыка стволов.

      1. Конструкции скважин по вариантам 2 и 3 для эксплуатации IV объекта, предста-

        вленного группой пластов ТП17–18 и группой пластов БЯ1–4, разделенных четко выраженной глинистой перемычкой, предусматривают:

  • строительство двухзабойных скважин с разводкой стволов по каждой из групп пла-

    стов ТП17–18 и БЯ1–4;

  • четыре уровня сложности стыков по ТАМL, предусматривающего крепление фильт-

    ром-хвостовиком основного ствола пластов БЯ1–4 и дополнительным стволом пластов ТП17–18;

  • установку башмака эксплуатационного хвостовика до кровли БЯ1;

  • крепление бокового ствола хвостовиком-фильтром и его цементирование от кровли

    пласта ПК17 до места стыка ствола.

      1. Конструкции скважин по вариантам 4, 5 и 6 для эксплуатации V объекта,

        10

         

        представленного группой малопроницаемых пластов Ю2–Ю3

        , предусматривают:

  • установку башмака эксплуатационной колонны от 10 до 20 м выше кровли пласта Ю2;

  • по варианту 4 на южном участке установку нецементируемого хвостовика-фильтра с подвеской на 50 м выше башмака эксплуатационной колонны и двух боковых ответвлений от основного ствола с заполнением пропантом;

  • по варианту 5 на южном участке установку нецементируемого хвостовика-фильтра основного ствола и двух боковых хвостовиков-фильтров с цементированием от кровли пласта

    Ю2 до места стыка ствола;

  • по варианту 6 на северном участке установку хвостовика-фильтра основного ствола

    с цементированием от кровли пласта Ю10 на 50 м выше башмака эксплуатационной колонны, двух боковых ответвлений от основного ствола с заполнением пропантом, а также двух боковых хвостовиков-фильтров с цементированием от кровли Ю2 до места стыка ствола.


     

    1. Требования к составам тампонажных растворов и буферным жидкостям


       

      1. Составы тампонажных растворов для цементирования направления и кондуктора

        1. При цементировании направления и кондуктора в интервале ММП согласно ПБ 08-624-03 [2], РД 39-00147001-767-2000 [3], СТО Газпром РД 2.1-148 и результатам промысловых работ к тампонажным растворам предъявляются требования, перечисленные в 7.1.1.1–7.1.1.11.


           

          4

          1. ОТР и тампонажный раствор нормальной плотности должны иметь нулевое водоотделение и стабильность не более 20 кг/м3.

          2. ОТР, размещаемый в интервале ММП, должен содержать в своем составе армирующие и демпфирующие добавки для обеспечения морозостойкости камня. Формируемый камень должен сохранять прочностные характеристики после создания не менее трех циклов замораживания–оттаивания.

          3. В качестве демпфирующей добавки рекомендуется использовать в составе ОТР легковесный наполнитель типа зольных алюмосиликатных микросфер согласно ТУ 5712-01080338612-2008 [4] в количестве не менее 10 % (по массе), который выполняет также роль теплоизолирующего материала.

          4. В качестве армирующей добавки рекомендуется использовать в составе ОТР полипропиленовые волокна типа Ф-1 согласно ТУ 2272-001-44340211-2000 [5] в количестве от 0,04 % до 0,06 % (по массе).

          5. С целью обеспечения формирования тампонажного камня с необходимой несущей способностью к моменту окончания ОЗЦ, а также повышения его морозостойкости в качестве ускоряющей добавки к ОТР нормальной плотности следует использовать хлорид кальция по ГОСТ 450 в количестве от 4 % до 6 % (по массе).

          6. Прочностные характеристики тампонажного камня должны соответствовать требованиям ГОСТ 1581 и СТО Газпром РД 2.1-148. При этом минимально допустимые значения прочности камня при изгибе и сжатии через 36 часов твердения должны быть следующими:

  • не менее 0,5 МПа при изгибе (1,5 МПа при сжатии) для камня ОТР;

  • не менее 1,5 МПа при изгибе (3,5 МПа при сжатии) для камня тампонажного раствора, нормальной плотности.

          1. Теплопроводность тампонажного камня облегченного тампонажного раствора размещаемого в интервале ММП, должна быть не более 0,5 Вт/м С.

          2. Учитывая возможность наличия в интервале ММП криопэгов, содержащих воду с различной степенью минерализации, применяемые тампонажные растворы должны обеспечивать формирование водои коррозионно-стойкого камня с коэффициентом стойкости

            не менее Кк 0,85.

          3. С целью предотвращения газопроявлений в период ОЗЦ в результате возможного растепления газовых гидратов ОТР, размещаемый в интервале от 0 до 250 м, должен обеспечивать при формировании структуры увеличение статического напряжения сдвига от 24 до 120 Па в течение не более 30 мин (по ультразвуковому анализатору).


             

            5

          4. Физико-механические характеристики тампонажных растворов и камня следует определять согласно Р Газпром [6].

            Определение времени начала формирования камня и его прочностных характеристик должно производиться после обязательного предварительного кондиционирования тампонажных растворов в консистометре с имитацией условий цементирования по температуре, давлению и времени согласно ГОСТ 26798.1.

          5. Рекомендуемые составы тампонажных растворов и технологические характеристики растворов и камня для условий цементирования направлений и кондукторов приведены в таблице В.1 приложения В.

      1. Составы тампонажных растворов для цементирования промежуточных колонн

        1. При цементировании промежуточных колонн, спускаемых для изоляции сеноманских отложений, согласно СТО Газпром РД 2.1-148 к тампонажным растворам и камню предъявляются требования, перечисленные в 7.2.1.1–7.2.1.12.

          1. Составы и технологические характеристики тампонажных растворов должны обеспечить подъем облегченного раствора до устья скважины и формирование герметичного цементного кольца по всему интервалу цементирования.

          2. Тампонажные растворы должны иметь нулевое водоотделение и стабильность не более 20 кг/м3.

            При твердении ОТР должен формировать безусадочный камень, а тампонажный раствор нормальной плотности формировать непроницаемый расширяющийся камень с увеличением объема не более 1,0 % (от начального).

          3. Составы тампонажных растворов уточняются в обязательном порядке по времени загустевания с использованием фактических материалов и реагентов. При этом время загустевания нижней пачки облегченного тампонажного раствора должно превышать время загустевания головной пачки тампонажного раствора нормальной плотности не менее чем на 90 мин.

            Режим испытаний на консистометре и необходимое время загустевания указанных тампонажных растворов должны выбираться согласно Р Газпром [6] с учетом требований РД 39-00147001-767-2000 [3].

          4. Время начала формирования камня ОТР и тампонажного раствора нормальной плотности должно превышать время их загустевания не более чем на 90 мин.

          5. Определение времени начала формирования камня указанных тампонажных растворов следует производить в соответствии с Р Газпром [6].


             


             

            6

            При выполнении испытаний на ультразвуковом анализаторе следует дополнительно определять время формирования растворами структуры с прочностью 25 и 575 Па (время начала и окончания загеливания растворов) согласно процедурам, предусмотренным Р Газпром [6].

            В этом случае рекомендуемое время между началом загеливания облегченного тампонажного раствора и его окончанием не должно превышать 90 мин, а время начала формирования камня не должно превышать время окончания загеливания более чем на 60 мин.

            Для тампонажного раствора нормальной плотности, соответственно, длительность загеливания не должна превышать 60 мин, а время начала формирования камня должно быть не позднее 30 мин после окончания его загеливания.

          6. Водоотдача облегченного тампонажного раствора, размещаемого в интервале открытого ствола, должна быть не более 200 см3/30 мин и определяться с имитацией условий цементирования по температуре и давлению в данном интервале согласно Р Газпром [6].

            Водоотдача тампонажного раствора нормальной плотности, размещаемого в интервале продуктивных пластов и выше, должна быть не более 150 см3/30 мин и определяться с имитацией условий цементирования по температуре и давлению в интервале согласно Р Газпром [6].

          7. Учитывая наличие температурного градиента в интервале ММП и возможность воздействия на камень облегченного тампонажного раствора дополнительных деформаций растяжения–сжатия в период строительства и последующей эксплуатации скважин, следует предусматривать ввод в состав раствора демпфирующих и армирующих добавок.

          8. В качестве демпфирующей и армирующей добавок рекомендуется использовать в составе ОТР материалы, предусмотренные в 7.1.1.3 и 7.1.1.4.

          9. С целью обеспечения формирования тампонажного камня с необходимой несущей способностью к моменту окончания ОЗЦ в качестве ускоряющей добавки к облегченному и тампонажному раствору нормальной плотности следует использовать хлорид натрия по ГОСТ 4233 в количестве от 4 % до 6 % (по массе).

          10. Прочностные характеристики тампонажного камня к моменту окончания ОЗЦ должны соответствовать следующим значениям:

  • не менее 0,5 МПа при изгибе (1,2 МПа при сжатии) для камня облегченного тампонажного раствора через 48 ч твердения при средней статической температуре в интервале размещения;

  • не менее 2,0 МПа при изгибе (3,5 МПа при сжатии) для камня тампонажного раствора через 48 ч твердения при средней статической температуре в интервале размещения.

Испытания следует производить согласно предусмотренным Р Газпром [6] c учетом требований РД 39-00147001-767-2000 [3].


 

7

        1. С целью предотвращения газопроявлений в период ОЗЦ рекомендуется создавать противодавления в затрубном пространстве с момента завершения подготовительных работ (промывки ПВО, герметизации устья скважины) до окончания схватывания облегченного тампонажного раствора.

          Противодавление следует создавать ступенчато по 0,5 МПа через один час до максимальных значений – от 2,5 до 3,0 МПа.

        2. Рекомендуемые составы тампонажных растворов и технологические характеристики растворов и камня для условий цементирования промежуточных колонн приведены в таблице В.2 приложения В.

    1. Составы тампонажных растворов для цементирования эксплуатационных хвостовиков

      1. При цементировании эксплуатационных хвостовиков, спускаемых для добычи газа из продуктивных пластов третьего и четвертого эксплуатационных объектов, согласно СТО Газпром РД 2.1-148 к тампонажным растворам и камню предъявляются требования, перечисленные в 7.3.1.1–7.3.1.9.

        1. Составы и технические характеристики тампонажных растворов должны обеспечивать подъем облегченного тампонажного раствора до проектной высоты и формирование герметичного цементного кольца по всему интервалу цементирования.

        2. Тампонажные растворы должны иметь нулевое водоотделение и стабильность не более 10 кг/м3. При твердении облегченный тампонажный раствор должен формировать безусадочный камень с проницаемостью не более 0,5 · 10-3 мкм2, а тампонажный раствор нормальной плотности должен формировать в начальный период расширяющийся непроницаемый камень с увеличением объема в забойных условиях не более 1 % (от начального).

        3. Составы тампонажных растворов уточняются в обязательном порядке по времени загустевания с использованием фактических материалов и реагентов. При этом время загустевания нижней пачки облегченного тампонажного раствора должно превышать время загустевания головной пачки тампонажного раствора нормальной плотности не менее чем на 120 мин.

        4. Время начала формирования камня облегченного и тампонажного раствора нормальной плотности должно превышать время загустевания соответственно не более чем на 60 мин и 30 мин.

        5. Определение времени начала формирования камня тампонажных растворов для цементирования эксплуатационных хвостовиков следует производить в соответствии с Р Газпром [6].


           


           

          8

          Продолжительность загеливания для нижней пачки облегченного тампонажного раствора не должна превышать 60 мин, а время начала формирования камня не должно превышать время окончания загеливания более чем на 30 мин.

          Для тампонажного раствора нормальной плотности, соответственно, продолжительность загеливания не должна превышать 30 мин, а время начала формирования камня должно быть не позднее чем через 30 мин после окончания его загеливания.

        6. Водоотдача облегченного тампонажного раствора, размещаемого в интервале открытого ствола, должна быть не более 200 см3/30 мин и определяться с имитацией условий цементирования по температуре и давлению в данном интервале согласно Р Газпром [6].

          Водоотдача тампонажного раствора нормальной плотности должна быть не более

          150 см3/30 мин и определяться с имитацией условий цементирования по температуре и давлению в интервале цементирования согласно Р Газпром [6].

        7. Учитывая наличие в цементируемом интервале пластов с недостаточно высокими градиентами гидроразрыва, в целях предотвращения поглощения в процессе цементирования следует предусматривать ввод в состав тампонажного раствора нормальной плотности кольматирующих добавок, например полипропиленовых волокон типа Ф-1 ТУ 2272-001-44340211-2000 [5]. Использование в данном случае волокнистых наполнителей необходимо также для обеспечения формирования камня, устойчивого к различным видам деформации, возникающей при выполнении последующих работ по зарезке и бурению дополнительных боковых стволов из эксплуатационного хвостовика.

        8. Прочностные характеристики тампонажного камня к моменту окончания ОЗЦ должны соответствовать следующим значениям:

          • не менее 1,0 МПа при изгибе (2,0 МПа при сжатии) для камня облегченного тампонажного раствора через 48 ч твердения при статической температуре в интервале размещения нижней пачки раствора;

          • не менее 2,5 МПа при изгибе (4,5 МПа при сжатии) для камня тампонажного раствора нормальной плотности через 48 ч твердения при статической температуре в нижней части цементируемого интервала.

        9. Рекомендуемые составы тампонажных растворов и технические характеристики растворов и камня для условий цементирования эксплуатационных хвостовиков приведены в таблице В.3 приложения В.


 


 

9

    1. Составы тампонажных растворов для цементирования эксплуатационных колонн

      1. При цементировании эксплуатационных колонн, спускаемых для добычи газа из пятого эксплуатационного объекта, согласно СТО Газпром РД 2.1-148 к тампонажным растворам и камню предъявляются требования, перечисленные в 7.4.1.1–7.4.1.9.

        1. Составы и технические характеристики тампонажных растворов должны обеспечивать подъем ОТР до устья скважины и формирование герметичного цементного кольца по всему интервалу цементирования.

        2. Тампонажные растворы должны иметь нулевое водоотделение и стабильность не более 10 кг/м3. При твердении облегченный тампонажный раствор должен формировать безусадочный камень с проницаемостью не более 0,1·10-3 мкм2, а тампонажный раствор нормальной плотности должен формировать в начальный период твердения расширяющийся непроницаемый камень с увеличением объема в забойных условиях не более 1 % (от начального).

        3. Составы тампонажных растворов уточняются в обязательном порядке по времени загустевания с использованием фактических материалов и реагентов. При этом время загустевания нижней пачки облегченного тампонажного раствора должно превышать время загустевания головной пачки тампонажного раствора нормальной плотности не менее чем на 120 мин.

          Режим испытаний на консистометре и необходимое время загустевания указанных тампонажных растворов должны выбираться согласно Р Газпром [6].

        4. Время начала формирования камня облегченного и тампонажного раствора нормальной плотности не должно превышать время загустевания, соответственно, более чем на 60 мин и 30 мин.

        5. Определение времени начала формирования камня тампонажных растворов для цементирования эксплуатационных колонн рекомендуется производить в соответствии с Р Газпром [6].

          Продолжительность загеливания для нижней пачки облегченного тампонажного раствора не должна превышать 60 мин, а время начала формирования камня не должно превышать время окончания загеливания более чем на 30 мин.

          Для тампонажного раствора нормальной плотности, соответственно, продолжительность загеливания не должна превышать 30 мин, а время начала формирования камня должно быть не позднее чем через 30 мин после окончания его загеливания.

        6. Водоотдача облегченного тампонажного раствора, размещаемого в интервале открытого ствола, должна быть не более 100 см3/30 мин и определяться с имитацией условий цементирования по температуре и давлению в данном интервале.


           

          10

          Водоотдача тампонажного раствора нормальной плотности должна быть не более

          120 см3/30 мин и определяться с имитацией условий цементирования по температуре и давлению в интервале цементирования.

        7. Учитывая наличие в цементируемом интервале пластов с недостаточно высокими градиентами гидроразрыва, в целях предотвращения поглощения в процессе цементирования следует предусматривать ввод в состав тампонажного раствора нормальной плотности кольматирующих добавок, например полипропиленовых волокон типа Ф-1 по ТУ 2272-00144340211-2000 [5]. Использование в данном случае волокнистых наполнителей необходимо также для обеспечения формирования камня, устойчивого к различным видам деформации при выполнении последующих работ по зарезке и бурению дополнительных боковых стволов из эксплуатационного хвостовика.

        8. Прочностные характеристики тампонажного камня к моменту окончания ОЗЦ должны соответствовать следующим значениям:

          • не менее 1,0 МПа при изгибе (2,0 МПа при сжатии) для камня облегченного тампонажного раствора через 48 ч твердения при статической температуре в интервале размещения нижней пачки раствора;

          • не менее 2,8 МПа при изгибе (5,0 МПа при сжатии) для камня тампонажного раствора через 48 ч твердения при статической температуре в нижней части цементируемого интервала.

          Испытания следует производить согласно Р Газпром [6].

        9. Рекомендуемые составы тампонажных растворов и технические характеристики растворов и камня для условий цементирования эксплуатационных хвостовиков приведены в таблице В.3 приложения В.

    1. Составы тампонажных растворов для цементирования хвостовиков основного и боковых стволов

      1. При цементировании хвостовиков основного и боковых стволов, спускаемых для добычи газа из третьего, четвертого и пятого эксплуатационных объектов, согласно СТО Газпром РД 2.1-148 к тампонажным растворам и камню предъявляются требования, перечисленные в 7.3.1.1–7.3.1.9 и 7.5.1.11–7.5.1.12.

        1. При цементировании хвостовиков основного и боковых стволов следует применять только тампонажные растворы нормальной плотности.

        2. Тампонажные растворы должны иметь нулевое водоотделение и показатель стабильности не более 5 кг/м3. При твердении тампонажные растворы должны формировать расширяющийся непроницаемый камень с увеличением объема в забойных условиях не более 0,5 % (от начального).


           

          11

        3. Составы тампонажных растворов должны уточняться в обязательном порядке по времени загустевания с использованием фактических материалов и реагентов. При этом время загустевания следует рассчитывать исходя из Р Газпром [6], но с учетом времени, необходимого для выполнения операций по срезке тампонажного раствора над верхней частью хвостовика и вымыва его на устье скважины.

          Режимы испытаний на консистометре тампонажных растворов для цементирования хвостовиков должны выбираться согласно Р Газпром [6] с учетом технологий проведения работ по подвеске и пакеровке хвостовиков в предыдущей обсадной колонне.

        4. В составы тампонажных растворов следует в обязательном порядке включать разжижающие (пластифицирующие) добавки типа С-3 по ТУ 254-1298281-031-90 [7] для снижения гидравлических сопротивлений в процессе цементирования.

        5. С целью обеспечения подъема тампонажных растворов до проектной высоты рекомендуется в составы тампонажных растворов включать кольматирующие добавки типа полипропиленовых волокон, которые одновременно будут выполнять роль армирующего и демпфирующего материала в условиях воздействия на цементное кольцо деформаций растяжения–сжатия.

        6. Тампонажные растворы должны содержать добавки-блокаторы миграции газа, обеспечивающие непроницаемость системы в период от момента снижения гидростатического давления (начала загеливания) до формирования непроницаемого камня в забойных условиях с прочностью камня по ультразвуковому анализатору не менее 0,8 МПа.

        7. Для цементирования хвостовиков основного ствола, спускаемых для добычи газа из пятого эксплуатационного объекта, следует в обязательном порядке применять тампонажные растворы на основе термостойких цементов или предусматривать ввод специальных материалов для повышения термостойкости камня на основе стандартных тампонажных портландцементов.

        8. Время начала формирования камня тампонажных растворов должно превышать время их загустевания не более чем на 40 мин.

        9. Определение времени начала формирования камня тампонажных растворов для цементирования хвостовиков основного и боковых стволов следует производить в соответствии с Р Газпром [6].

          Продолжительность загеливания тампонажного раствора не должна превышать

          40 мин, а время начала формирования камня должно быть не позднее чем через 30 мин после окончания его загеливания.


           

          12

        10. Водоотдача тампонажных растворов должна быть не более 80 см3/30 мин и определяться с имитацией условий цементирования по времени, температуре и давлению в интервале цементирования согласно Р Газпром [6].

        11. Прочностные характеристики тампонажного камня к моменту окончания ОЗЦ должны соответствовать следующим значениям:

          • не менее 2,5 МПа при изгибе (4,5 МПа при сжатии) через 48 ч твердения при статической температуре в интервале цементирования при изоляции хвостовиков боковых стволов третьего, четвертого и пятого эксплуатационных объектов;

          • не менее 3,5 МПа при изгибе (10,0 МПа при сжатии) через 48 ч твердения термостойкого тампонажного раствора при статической температуре в интервале цементирования при изоляции хвостовиков основного ствола пятого эксплуатационного объекта.

        12. Рекомендуемые составы тампонажных растворов и технические характеристики растворов и камня для условий цементирования хвостовиков основного и боковых стволов приведены в таблице В.4 приложения В.

    1. Требования к буферным жидкостям

      1. Для обеспечения высокой степени вытеснения бурового раствора следует применять буферные жидкости с пластической вязкостью в 1,1–1,2 раза больше и динамическим напряжением сдвига от 2,0 до 2,3 раз выше соответствующих характеристик бурового раствора.

      2. Буферная жидкость не должна сокращать время загустевания тампонажного раствора и увеличивать консистенцию более чем на 10 Вс при смешивании с ним в соотношении 1:1, 1:3, 1:9 и испытании смеси на консистометре высокого давления по режиму цементирования с имитацией динамической температуры и давления согласно РД 39-00147001-767-2000 [3].

      3. В качестве буферной жидкости при цементировании кондукторов, промежуточных, эксплуатационных хвостовиков и колонн, хвостовиков основного и боковых стволов рекомендуется использовать вытесняющую вязко-пластичную буферную жидкость на основе СБП по ТУ 5717-008-80338612-2007 [8].

      4. Для усиления очищающего действия вязкопластичной буферной жидкости и повышения совместимости ее с буровыми и тампонажными растворами рекомендуется включать в состав СБП от 0,5 % до 1,0 % (по массе) триполифосфата натрия по ГОСТ 13493 (температуры до 60 С) или от 0,01 % до 0,02 % (по массе) НТФ.

      5. Рекомендуемые составы, реологические характеристики и объемы буферной жидкости приведены в таблице 1.


 

13


 

Р Газпром 2-3.2-403-2009

 

14

 

Таблица 1 – Составы, реологические характеристики и объемы буферной жидкости


 


 

Варианты конструкций скважин


 

Наименование обсадной колонны

Состав буферной жидкости, %

Параметры буферной жидкости


 

Объем буферной жидкости, м3

жидкость затворения (вода или раствор NaCl)

смесь буферная порошкообразная


 

, кг/м3


 

, мПа·с


 

0, дПа


 

1–6

Направление

40

60*

1500

38

320

10,0

Кондуктор

40

60*

1500

33

300

10,0

Промежуточная

40

60*

1500

33

300

8,0

1–3

Эксплуатационный хвостовик

50

50*

1400

33

240

5,0

4–6

Эксплуатационная

50

50*

1400

33

240

5,0

6

Хвостовик-фильтр основного ствола

57

43***

1750

77

280

3,0

1


 

Хвостовик-фильтр бокового ствола (верхний)

57

43**

1300

22

200

1,0

2, 3

57

43**

1300

24

260

1,0

5, 6

57

43***

1750

77

280

2,0

1


 

Хвостовик-фильтр бокового ствола (нижний)

57

43**

1300

22

200

1,0

5, 6

57

43***

1750

77

280

2,0

* СБП-4.

** СБП-3.

*** СБП-8.

  1. Технико-технологические решения для повышения степени заполнения кольцевого пространства скважины тампонажными растворами

    1. В процессе цементирования обсадных колонн рекомендуется применять вытесняющую буферную жидкость, например на основе СБП по ТУ 5717-008-80338612-2007 [8].

    2. При закачивании буферной жидкости рекомендуется обеспечивать в кольцевом пространстве скважины турбулентный режим течения.

    3. При отсутствии возможности достижения турбулентного режима следует обеспечивать структурный (пробковый) режим течения буферной жидкости в случаях, когда увеличение времени цементирования из-за снижения производительности закачивания не превышает допустимый предел.

    4. В случае ламинарного режима течения буферной жидкости рекомендуется поддерживать соотношение величин обобщенного параметра Рейнольдса буферной жидкости к величине этого же параметра вытесняемого бурового раствора, близкое к двум. При этом для сравнительно невысоких скоростей течения буферной жидкости в кольцевом пространстве скважины основным регулятором обобщенного параметра Рейнольдса вытесняющей пачки является динамическое напряжение сдвига.

    5. Цементирование обсадных колонн следует обеспечивать согласно РД 39-00147001767-2000 [3] с эксцентриситетом не более 0,33. Рекомендуемые интервалы и количество центрирующих, турбулизирующих элементов для кондукторов, промежуточных, эксплуатационных колонн и хвостовиков определены согласно РД 39-00147001-767-2000 [3] и приведены в таблице Б.3 приложения Б.

      Интервалы установки центрирующих и турбулизирующих элементов на хвостовиках следует выполнять в соответствии с технической документацией фирмы-изготовителя оборудования для хвостовиков.

    6. В процессе цементирования рекомендуется расхаживание обсадных колонн до момента начала выхода тампонажного раствора в затрубное пространство скважины.

    7. Рекомендуется увеличение расчетного объема тампонажного раствора на 30 % для кондукторов, на 20 % для промежуточных, эксплуатационных колонн и эксплуатационных хвостовиков.

    8. При применении незначительного объема тампонажного раствора от 0,8 до 7,7 м3

      рекомендуется увеличение расчетного объема тампонажного раствора для хвостовиков-фильтров основного и боковых стволов от 50 % до 100 %.


       

      15

  2. Технологии цементирования обсадных колонн


     

    1. Технология цементирования направления и кондуктора

      1. Цементирование направления и кондуктора следует выполнять прямым способом в одну ступень с расположением тампонажного раствора по длине всей колонны.

      2. Рекомендуемые объемы тампонажных растворов с учетом увеличения расчетного объема облегченного тампонажного раствора на 30 % от общего объема тампонажных растворов, буферной, продавочной жидкостей и производительности их закачивания должны соответствовать значениям, приведенным в таблице 2.

        При рекомендуемых производительностях закачивания технологических жидкостей и реологических характеристиках буферной жидкости создается структурный режим течения буферной жидкости в кольцевом пространстве скважины.

      3. При закачивании и продавливании тампонажных растворов рекомендуется производить расхаживание обсадной колонны до момента начала выхода тампонажного раствора в затрубное пространство.

      4. При цементировании кондуктора следует применить нижнюю и верхнюю разделительные пробки.

Таблица 2 – Рекомендуемые объемы и производительности закачивания технологических жидкостей в процессе цементирования направления и кондуктора


 


 

Технологическая жидкость

Направление

Кондуктор

Диаметр 426 мм

Диаметр 324 мм

V, м3

Q, м3

V, м3

Q, м3

Буферная жидкость

10,0

0,020

10,0

0,020


 

Облегченный тампонажный раствор

12,9* (19,9)**


 

0,035

18,19* (27,0)**


 

0,028

Тампонажный раствор нормальной плотности

10,5

0,035

11,2

0,028

Продавочная жидкость:


 

12,2


 

0,035


 

23,9


 

0,028

1-я порция;

2-я порция;

2,0

0,010

6,0

0,018

3-я порция

2,0

0,005

*Расчетный объем облегченного тампонажного раствора.

**Рекомендуемый объем облегченного тампонажного раствора, увеличенный на 30 % от общего объема тампонажных растворов.

Примечание – – объем технологической жидкости,

– производительность закачивания технологической жидкости.


 

16

    1. Технология цементирования промежуточной колонны

      1. Цементирование колонн следует выполнять прямым способом в одну ступень с расположением тампонажного раствора по длине всей колонны.

      2. Рекомендуемые объемы тампонажных растворов с учетом увеличения объема облегченного тампонажного раствора на 20 % от общего расчетного объема тампонажных растворов, буферной, продавочной жидкостей и производительности их закачивания для промежуточных колонн при прогнозируемом коэффициенте кавернозности 1,15 приведены в таблице 3.

        При рекомендуемых производительностях закачивания технологических жидкостей и реологических характеристиках буферных жидкостей для промежуточной колонны диаметром 245 мм создается структурный режим течения вытесняющей пачки буферной жидкости.

      3. При закачивании и продавливании тампонажных растворов рекомендуется производить расхаживание колонн до момента начала выхода тампонажного раствора из затрубного пространства.


 

Таблица 3 – Рекомендуемые объемы и производительности закачивания технологических жидкостей в процессе цементирования промежуточных колонн


 


 

Технологическая жидкость

Промежуточная колонна

Диаметр 245 мм

V, м3

Q, м3

Буферная жидкость

8,0

0,020

Облегченный тампонажный раствор

13,2* (17,5)**

0,025

Тампонажный раствор нормальной плотности

8,3

0,025

Продавочная жидкость:


 

15,2


 

12,0

1-я порция;

2-я порция;

2,0

0,015

3-я порция

0,007

0,005

* Расчетный объем облегченного тампонажного раствора.

** Рекомендуемый объем облегченного тампонажного раствора, увеличенный на 20 % от общего объема тампонажных растворов.

Примечание – – объем технологической жидкости,

– производительность закачивания технологической жидкости.


 

17

    1. Технология цементирования эксплуатационных колонн (хвостовиков)

      1. Цементирование колонн следует выполнять прямым способом в одну ступень с расположением тампонажного раствора по длине всей колонны.

      2. Рекомендуемые объемы тампонажных растворов с учетом увеличения объема облегченного тампонажного раствора на 20 % от общего расчетного объема тампонажных растворов, буферной, продавочной жидкостей и производительности их закачивания при прогнозируемом коэффициенте кавернозности 1,05 приведены в таблице 4.

      3. При закачивании тампонажных растворов рекомендуется производить расхаживание колонн до момента выхода тампонажного раствора в затрубное пространство.

        Таблица 4 – Рекомендуемые объемы и производительности закачивания технологических жидкостей в процессе цементирования эксплуатационных колонн


         


         

        Технологическая жидкость

        Эксплуатационный хвостовик

        Эксплуатационная колонна

        Диаметр 178 мм

        Диаметр 178 мм

        V, м3

        III объект

        V, м3

        IV объект

        Q, м3

        V, м3

        V объект

        Q, м3

        Буферная жидкость

        5,0

        5,0

        0,010

        5,0

        0,010

        Облегченный тампонажный раствор

        15,2* (21,2)**

        16,4* (23,1)**

        0,010

        25,9* (35,1)**

        0,025

        Тампонажный раствор нормальной плотности

        14,7

        17,3

        0,010

        19,6

        0,025

        Продавочная жидкость:


         

        39,3


         

        44,3


         

        0,007


         

        30,3


         

        0,025

        1-я порция;

        2-я порция;

        2,0

        2,0

        0,004

        25,0

        0,012

        3-я порция

        2,0

        0,005

        *Расчетный объем облегченного тампонажного раствора.

        **Рекомендуемый объем облегченного тампонажного раствора, увеличенный на 20 % от общего объема тампонажных растворов.

        Примечание – – объем технологической жидкости,

        – производительность закачивания технологической жидкости.


         


         

        18

    2. Технология цементирования хвостовиков-фильтров

      1. Цементирование хвостовиков-фильтров рекомендуется выполнять прямым способом в одну ступень с подъемом тампонажного раствора от кровли продуктивного пласта до подвески хвостовика-фильтра согласно Р Газпром 2-3.2-371-2009 [1].

      2. После спуска хвостовика и проведения технологической промывки следует закачать в колонну буферную жидкость и тампонажный раствор.

      3. Затем следует выполнить пуск продавочной пробки и продавливание буферной жидкости и тампонажного раствора в кольцевое пространство скважины через башмак колонны до посадки продавочной и подвесной пробок в специальное гнездо посадочной муфты и получения, таким образом, сигнала «Стоп».

      4. Рекомендуемые объемы и производительности закачивания технологических жидкостей при прогнозном коэффициенте кавернозности ствола под хвостовик 1,05 приведены в таблице 5. При указанных в таблице 5 производительностях закачивания возникает структурный режим течения буферной жидкости и тампонажного раствора.


 

Таблица 5 – Рекомендуемые объемы и производительности закачивания технологических жидкостей в процессе цементирования хвостовиков-фильтров


 


 

Технологическая жидкость

Хвостовик-фильтр, диаметр 114 мм

Вариант 6

Вариант 1

Варианты 2, 3

Варианты 5/6

основной ствол

верхний боковой ствол

нижний боковой ствол

верхний боковой ствол

верхний боковой ствол

нижний боковой ствол

V, м3

Q,

м3

V, м3

Q,

м3

V, м3

Q,

м3

V, м3

Q,

м3

V, м3

Q,

м3

V, м3

Q,

м3

Буферная жидкость

3,0

0,006

2,0

0,007

2,0

0,007

2,0

0,007

2,0

0,006

2,0

0,006

Тампонажный раствор нормальной плотности


 

7,7*

11,5**


 

0,006


 

1,0*

2,0**


 

0,007


 

1,0*

2,0**


 

0,007


 

0,8*

2,0**


 

0,007


 

2,8*

5,6**


 

0,006

 


 

0,006

1,5*

2,1*

4,0**

Продавочная жидкость:

  1. -я порция;

  2. -я порция


 

9,5

8,0


 

0,006

0,004


 

6,2

2,0


 

0,007

0,004


 

6,6

2,0


 

0,007

0,004


 

7,0

2,0


 

0,007

0,004


 

8,4

3,0


 

0,006

0,004


 

9,0

3,0


 

0,006

0,004

*Расчетный объем облегченного тампонажного раствора.

**Рекомендуемый объем тампонажного раствора.

Примечание – – объем технологической жидкости,

– производительность закачивания технологической жидкости.


 

19

10 Требования к промышленной безопасности и охрана окружающей природной среды

10.1 При разработке проектной документации на строительство газоконденсатных скважин Бованенковского НГКМ и при проведении буровых работ не требуется разработки дополнительных положений в области безопасности работ, но следует соблюдать требования, установленные правилами и нормативными документами в области охраны труда, промышленной и экологической безопасности:

  • Трудового кодекса Российской Федерации [9];

  • Водного кодекса Российской Федерации [10];

    ПБ 08-62-03 [2];

  • Федерального закона [11];

  • СТО Газпром-3.2-193;

    ППБ 01-03 [12];

    ВППБ 01-04-98 [13];

    ВРД 39-1.14-021-2001 [14];

  • Перечня рыбохозяйственных нормативов [15].


 

20


 

Приложение А

(справочное)


 

Геолого-технические условия строительства скважин

Р Газпром 2-3.2-403-2009

 

21

 

Таблица А.1 – Геокриологические данные разреза месторождения


 

Интервал, м


 

Глубина залегания нейтрального слоя, м

Температура пород нейтрального слоя,

С

Распределение температуры,

С


 

Льдистость за счет видимых включений,

%


 

Интервал залегания , м


 

от (верх)


 

до (низ)


 

от


 

до

консолидированных глин

плывунов

межмерзлотных таликов

газогидратов

криопэгов

от

до

от

до

от

до

от

до

от

до

0

6

10

-5

-5

-3

20–60

Нет

Нет

Нет

Нет

6

30

-5

-3

3–15

Нет

Нет

Нет

Нет

30

60

-4

-3

0

Нет

Нет

Возможны

Возможны

60

200

-4

-0

0

90

200

Нет

Возможны до 110 м

Возможны

Возможны до 110 м

Примечание – Приведенные данные относятся к пойменным участкам месторождения, на террасах и склонах террас глубина песчаных неустойчивых отложений может достигать 100 м; глубина нулевой изотермы – 250 м.


 

Р Газпром 2-3.2-403-2009

 

22

 

Таблица А .2 – Краткие характеристики неокомских и юрских пластов Бованенковского НГКМ


 


 

Пласт


 

Глубина залегания кровли в своде,

м


 

Средняя толщина пласта,

м


 

Эффективная мощность,

м


 

Пластовое давление, МПа

Дебит/ диаметр штуцера,

тыс. м3/сут/мм

Проницаемость по ГИС/

по керну

10-3 мкм2


 

Пластовая температура,

С

ТП12

1585

38

17,9

15,60

520,0/19,0

168,00/2,62

52

ТП13–14

1640

45

19,8

16,75

289,0/19,0

192,60/2,70

57

ТП15–16

1695

48

23,2

16,22–17,40

406,0/19,0

156,30/8,76

60

ТП171

1785

11

5,7

19,90–20,40

226,0/22,0

41,25/4,90

62

ТП172

1816

16

4,6

19,80–20,60

103,0/16,0

21,70/8,00

62

ТП173

1820

19

4,4

20,40–21,26

363,0/16,1

28,00/2,70

62

ТП181

1850

10

3,6

21,70

282,0/10,0

22,30/0,50

64

ТП182

1860

10

5,5

20,70

289,0/13,8

21,00/26,50

64

БЯ1

1880

25

15,6

20,10–20,90

822,0/22,0

23,20/19,00

65

БЯ2

1910

14

6,5

20,10–21,50

870,0/22,0

30,90/48,60

66

БЯ4

1945

20

7,2

19,60–21,60

916,0/25,0

36,20/14,40

68

Ю2

2485

14

4,2

39,60–41,80

140,0/12,0

–/3,00

89

Ю4

2520

20

8,4

41,40–42,90

407,0/16,9

27,30/3,62

94

Ю7

2670

30

6,4

39,70–42,90

188,0/16,2

9,80/1,10

96

Ю101

2860

31

4,2

48,20


 

120,0/12,0

40,30/–

104

Ю102

3160

25

3,6

48,20

2,80/0,16

105

Ю103

3185

24

11,5

48,20

85,0/16,1

0,87/–

105

Таблица А.3 – Градиенты давлений и температуры по разрезу месторождения


 

Интервал, м

Градиенты


 

от (верх)


 

до (низ)

до пластового давления, МПа/м

порового давления, МПа/м

гидроразрыва пород, МПа/м

горного давления, МПа/м

геотермический,

С/100 м

0

50

0,0100

0,0100

0,019

0,0194

Зона ММП

50

150

0,0130

0,0142

0,019

0,0194

Зона ММП

150

300

0,0100–0,0130

0,0100–0,0140

0,017

0,0194

Зона ММП

300

550

0,0100

0,0100

0,017

0,0195

3,3

550

700

0,0128

0,0130

0,017

0,0196

3,3

700

924

0,0100

0,0100

0,017

0,0198

3,3

924

1004

0,0104

0,0105

0,017

0,0198

3,3

1004

1080

0,0100

0,0100

0,016

0,0198

3,3

1030

1180

0,0100–0,0120

0,0140–0,0160

0,016

0,0208

3,3

1180

2000

0,0105–0,0120

0,0100–0,0120

0,016

0,0213

3,4

2000

2480

0,0105–0,0120

0,0120–0,0160

0,016–0,017

0,0220

3,6

2480

2490

0,018

0,0223

3,6

2490

2560

0,018

0,0223

3,7

2560

2610

0,0150–0,0170

0,018

0,0224

3,6

2610

2720

0,0130–0,0140

0,018

0,0225

3,6

2720

2820

0,0150–0,0165

0,018

0,0226

3,6

2820

3000

0,0140–0,0150

0,018

0,0227

3,6

3000

3220

0,0150–0,0156

0,018

0,0228

3,3

Примечание – Градиенты пластового давления, давления гидроразрыва и горного давления приняты на основании геологической информации.


 

23

Приложение Б

(рекомендуемое)


 

Конструкции скважин

Таблица Б.1 – Варианты конструкций скважин


 


 

Название колонны, мм


 

Диаметр

Глубина спуска колонны по вертикали, м

1-й вариант

2-й вариант

3-й вариант

4-й вариант

5-й вариант

6-й вариант


 

III

объект

IV объект

V объект

южный участок

северный участок

южный участок

северный участок

Дополнительное направление

530*

30*

Направление

426

120

120

120

120

120

120

Кондуктор

324

450

450

450

450

450

450

Промежуточная колонна

245

750

750

750

750

750

750

Эксплуатационный хвостовик (колонна)

178

250–1695

250–1880

250–1880

0–2465

0–2465

0–2465

Хвостовик-фильтр основного ствола


 

114


 

1645–1743


 

1855–2089


 

1855–1905


 

2415–2700


 

2415–2700


 

2415–3209

Хвостовик-фильтр бокового ствола (верхний)


 

114


 

1540–1623


 

1704–1870


 

1704–1860


 


 

238–2700


 

2380–2860

Хвостовик-фильтр бокового ствола (нижний)


 

114


 

1595–1685


 


 


 


 

2400–2700


 

2380–2860

Верхний боковой ствол с пропантом

2475–2700

 

2860–3209

Нижний боковой ствол с пропантом

2490–2700

 

2870–3209

*Дополнительное направление предусматривается для кустов скважин с газовыми скоплениями в ММП.


 

24

Таблица Б.2 – Интервалы цементирования обсадных колонн


 


 

Название колонны


 

Вариант конструкции


 

Тампонажный раствор нормальной плотности, кг/м3


 

Интервал цементирования облегченным тампонажным раствором по вертикали

(по стволу), м


 

Плотность облегченного тампонажного раствора, кг/м3

Интервал цементирования тампонажным раствором нормальной плотности по вертикали

(по стволу), м

Направление

1–6

1820

70–120

1500

0–70

Кондуктор

1–6

1820

300–450

1500

0–300

Промежуточная колонна

1


 

2–6

1820


 

1820

500–750

(500–759)

500–750

1500


 

1500

0–500


 

0–500


 

Эксплуатационный хвостовик

1

1820

1100–1695

(1250–2210)

1400

250–1100

(250–1250)

2,3

1820

1250–1880

(1314–2461)

1400

250–1250

(250–1314)

Эксплуатационная колонна

4–6

1820

1570–2465

(1670–2885)

1400

0–1570

(0–1670)

Хвостовикфильтр основного ствола


 

6


 

1800

2415–2860

(2785–3675)


 


 


 

Хвостовикфильтр бокового ствола (верхний)

1

1820

1540–1585

(1922–2025)

2, 3

1820

1750–1785

(2170–2248)

5, 6

1820

2380–2485

(2630–2920)

 


 

Хвостовикфильтр бокового ствола

(нижний)

1

1820

1595–1645

(2005–2109)

5

1820

2400–2485

(2800–2950)

6

1820

2380–2465

(2670–2885)


 

25


 

Р Газпром 2-3.2-403-2009

 

26

 

Таблица Б.3 – Интервалы установки, количество центрирующих и турбулизирующих элементов


 

Вариант конструкции скважины

Наименование колонны

Вид центрирующего элемента

Интервал установки по стволу, м

Расстояние между центрирующими элементами, м

Количество центрирующих элементов, штук


 

1–6


 

Направление

Жесткоупругий центратор


 

0–120


 

30


 

4


 

1–6


 

Кондуктор


 

Жесткоупругий центратор


 

0–450


 

30


 

15


 

1–6


 

Промежуточная


 

Жесткий центратор-турбулизатор

0–100

100–500

20

30

6

13

Жесткоупругий центратор

500–750

30

8


 

1


 

Эксплуатационный хвостовик

Жесткий центратор-турбулизатор

250–800

30

18

Жесткоупругий центратор

800–920

920–2050

20

30

6

37

Упругий центратор

2050–2210

20

8


 

2, 3


 

Эксплуатационный хвостовик

Жесткий центратор-турбулизатор

250–800

30

18

Жесткоупругий центратор

800–1300

1300–2250

20

30

25

31

Упругий центратор

2250–2461

20

10


 

4, 5, 6


 

Эксплуатационная

Жесткий центратор-турбулизатор

0–100

100–800

20

30

6

23

Жесткоупругий центратор

800–2615

20

90

Упругий центратор

2615–2885

30

9

6

Хвостовик-фильтр

Упругий центратор

3415–3675

10

25


 

Приложение В

(рекомендуемое)


 

Составы и технологические характеристики тампонажных растворов и камня

Р Газпром 2-3.2-403-2009

 

27

 

Таблица В.1 – Составы и технологические характеристики тампонажных растворов и камня для цементирования направлений и кондукторов


 


 

Состав раствора


 

Температура,

С


 

Водоотделение, мл


 

Плотность, кг/м3


 

Растекаемость, мм

Сроки схватывания, ч–мин

Время загустевания до 30 Вс,

мин


 

Прочность, 2 сут, МПа

Линейное расширение,

%


 

начало


 

конец


 

изгиб


 

сжатие

сцепление

1,0 ЦТРО-Арм [16] + 0,56 р СаСl2

(1050 кг/м3)

20

0

1500

220

4–10

4–50


 

240

2,0

6,1

0,8

0,18

5

0

1500

220

7–30

9–30

1,0

3,2

0,4

0,12

1,0 ЦТРО-Арм + 0,57 р СаСl2

(1050 кг/м3) + 0,8 % EXR-250 [17]

20

0

1490

210

5–50

7–50


 

300

1,6

5,0

0,7

0,18

5

0

1490

210

9–30

11–40

0,8

2,2

0,4

0,12

1,0 ЦТРС-Арм [18] + 0,50 р СаСl2

(1550 кг/м3)

20

0

1830

230

2–30

3–00


 

140

4,0

10,5

1,3

0,21

5

0

1830

230

6–10

7–50

2,0

5,8

0,8

0,10

1,0 ЦТРС-Арм + 0,50 р СаСl2

(1050 кг/м3) + 0,8 % EXR-250

20

0

1820

200

3–40

4–30


 

180

3,9

10,0

1,4

0,20

5

0

1820

200

7–40

9–50

1,6

3,2

0,8

0,10


 

Р Газпром 2-3.2-403-2009

 

28

 

Таблица В.2 – Составы и технологические характеристики тампонажных растворов и камня для цементирования промежуточных колонн


 


 

Состав раствора


 

Температура,

С


 

Плотность, кг/м3

Растекаемость, мм


 

Водоотделение,

мл


 

Фильтрация, см3

Время загустевания до 30 Вс,

мин

Сроки схватывания, ч–мин

Прочность, 2 сут, МПа

Линейное расширение,

%

Проницаемость камня,

10-3 мкм2

начало

конец

изгиб

сжатие

сцепление

1,0 ЦТОС-4

Арм [19] + 0,80

р NаСl (1030 кг/м3)

22

1400

240

0


 

300

6–30

8–10

1,2

2,5

0,7

Менее 0,5

5

1400

240

0

10–40

12–50

0,7

1,5

0,4

1,0 ЦТОС-4

Арм + 0,78 р NаСl

(1030 кг/м3) +

0,6 % EXR-250


 

22


 

1400


 

230


 

0


 


 

340


 

7–10


 

9–00


 

1,1


 

2,4


 

0,8


 


 

Менее 0,5


 

5


 

1400


 

230


 

0


 


 

12–30


 

14–00


 

0,7


 

1,6


 

0,5


 


 

1,0 ЦТРС-Арм

+ 0,50 р NаСl (1030 кг/м3) +

0,6 % EXR-250


 

22


 

1830


 

236


 

0


 

150


 

200


 

4–10


 

5–00


 

5,8


 

14,5


 

1,5


 

0,20


 

Непроницаемый

1,0 ЦТРС-Арм

+ 0,50 р СаСl2

(1050 кг/м3) +

0,6 % EXR-250


 

22


 

1830


 

210


 

0


 

140


 

120


 

2–40


 

3–05


 

5,5


 

15,0


 

1,4


 

0,18


 

Непроницаемый


 

Р Газпром 2-3.2-403-2009

 

29

 

Таблица В.3 – Составы и технологические характеристики тампонажных растворов и камня для цементирования эксплуатационных хвостовиков и эксплуатационных колонн


 


 

Состав раствора


 

Температура,

С


 

Плотность, кг/м3

Растекаемость, мм


 

Водоотделение,

мл


 

Фильтрация, см3

Время загустевания до 30 Вс,

мин

Сроки схватывания, ч–мин

Прочность, 2 сут, МПа

Линейное расширение, %

Проницаемость камня,

10-3 мкм2

начало

конец

изгиб

сжатие

сцепление

1,0 ЦТРОС-4

[20] + 0,80 р 0,05 % НТФ +

0,4 % EXR-250

40

1400

230

0

190

240

5–60

5–40

2,8

8,0

1,0

0,25

Менее 0,5

20

1400

230

0

300

7–10

8–30

1,5

4,8

0,7

0,20

То же


 

1,0 ЦТРС-Арм

+ 0,50 р 0,04 % НТФ + 0,6 % EXR-250


 

63


 

1830


 

210


 

0


 

150


 

150


 

3–00


 

3–20


 

6,0


 

15,0


 

2,5


 

0,50

Непроницаемый


 

40


 

1830


 

210


 

0


 


 

180


 

3–30


 

4–00


 

4,5


 

11,0


 

1,8


 

0,30


 

То же


 

1,0 ЦТРОС-4

[19] + 0,80 р

0,07% НТФ +

0,4 % EXR-250


 

50


 

1400


 

240


 

0


 

190


 

250


 

5–10


 

5–50


 

3,0


 

8,5


 

1,2


 

0,28


 

Mенее 0,1


 

20


 

1400


 

240


 

0


 


 

310


 

7–30


 

8–40


 

1,3


 

4,5

0,7


 

0,18


 

То же

1,0 ЦТРС-Арм

+ 0,50 р 0,05 % НТФ + 0,6 % EXR-250


 

90


 

1830


 

220


 

0


 

150


 

160


 

3–10


 

3–30


 

6,8


 

16,0


 

3,0


 

0,50

Непроницаемый


 

50


 

1830


 

220


 

0


 


 

100


 

3–40


 

4–20


 

4,8


 

12,0


 

2,1


 

0,30


 

То же


 

Р Газпром 2-3.2-403-2009

 

30

 

Таблица В.4 – Составы и технологические характеристики тампонажных растворов и камня для цементирования хвостовиков основного и боковых стволов


 


 

Состав раствора


 

Температура,

С


 

Плотность, кг/м3

Растекаемость, мм


 

Водоотделение,

мл


 

Фильтрация, см3

Время загустевания до 30 Вс,

мин

Сроки схватывания, ч–мин


 

Прочность, 2 сут, МПа

Линейное расширение, %

Проницаемость камня,

10-3 мкм2

начало

конец

изгиб

сжатие

сцепление

1,0 ЦТРС-Арм

+ 0,50 р 0,040

% НТФ + 0,2 % С-3 + 0,6 % EXR-250


 

52


 

1830


 

200


 

0


 

80


 

185


 

3–35


 

4–05


 

5,1


 

12,8


 

1,9


 

0,28


 

Непроницаемый

1,0 ЦТРС-Арм

+ 0,50 р 0,045

% НТФ + 0,2 % С-3 + 0,7 % EXR-250


 

62


 

1830


 

205


 

0


 

79


 

190


 

3–40


 

4–10


 

6,0


 

14,0


 

2,4


 

0,4


 

Непроницаемый

1,0 ЦТРС-Арм

+ 0,50 р 0,05

%НТФ + 0,3 % С-3 + 0,8 % EXR-250


 

90


 

1830


 

210


 

0


 

75


 

210


 

4–00


 

4–20


 

6,9


 

16,2


 

2,8


 

0,5


 

Непроницаемый


 

1,0 ЦТТРС-2

Арм [21]+ 0,45 р 0,06 % НТФ

+ 0,3 % С-3 + 0,8 % EXR-250


 

104


 

1800


 

200


 

0


 

65


 

220


 

4–10


 

4–40


 

7,2


 

18,0


 

3,1


 

0,5


 

Непроницаемый

Библиография


 

[1] Рекомендации ОАО «Газпром» Р Газпром 2-3.2-371-2009

Конструкции забоев и профили многоствольных газоконденсатных скважин Бованенковского НГКМ

[2] Правила безопасности Госгортехнадзора России ПБ 08-624-03

Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности

[3] Руководящий документ ОАО «Газпром»

РД 39-00147001-767-2000

Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин


 

[4] Технические условия ЗАО «Гранула»

ТУ 5712-010-80338612-2008

Микросферы «Гранулайт» (GRANULIGHT)


 

[5] Технические условия ОАО «Профит-М»

ТУ 2272-001-44340211-2000

Волокна полипропиленовые для дисперсного армирования бетонов


 

[6] Р Газпром «Рекомендации по методам испытания тампонажных растворов для цементирования скважин на месторождениях Тюменской области» (утверждены ОАО «Газпром» 06 декабря 2007 г.)

[7] Технические условия АК «Химпэк»

ТУ 254-1298281-031-90

Суперпластификатор С-3


 

[8] Технические условия ЗАО «Гранула»

ТУ 5717-008-80338612-2007

Смеси буферные порошкообразные СБП


 

[9] Федеральный закон от 30 декабря 2006 г. № 197-ФЗ «Трудовой кодекс Российской Федерации»

[10] Федеральный закон от 03 июня 2006 г. № 74-ФЗ «Водный кодекс Российской Федерации»

[11] Федеральный закон от 21 июля 1997 г. № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»


 

31

Р Газпром 2-3.2-403-2009


 

[12] Правила пожарной безопасности МЧС России

ППБ 01-03

Правила пожарной безопасности в Российской Федерации


 

[13] Ведомственные правила пожарной безопасности Минэнерго России ВППБ 01-04-98

Правила пожарной безопасности для предприятий и организаций газовой промышленности

[14] Ведомственный руководящий документ ОАО «Газпром» ВРД 39-1.14-021-2001

Единая система управления охраной труда и промышленной безопасностью в Открытом акционерном обществе «Газпром»

[15] Перечень рыбохозяйственных нормативов: ПДК и ОБУВ вредных веществ для воды водных объектов, имеющих рыбохозяйственное значение (утвержден Госкомрыболовства России 28 апреля 1999 г.)

[16] Технические условия ООО «Гранула»

ТУ 5734-003-74364232-2006

Цемент тампонажный расширяющийся облегченный


 

[17] Технические условия

ОАО НТФ «Эфиры целлюлозы» ТУ 2231-001-21095737-2005

Реагенты для понижения фильтрации цементных растворов на основе гидроксиэтилцеллюлозы марок «Натросол» и «Сульфацелл»

[18] Технические условия ООО «Гранула»

ТУ 5734-007-74364232-2006

Цементы тампонажные расширяющиеся стабилизированные ЦТРС


 

[19] Технические условия ООО «Гранула»

ТУ 5734-001-74364232-2006

Цементы тампонажные облегченные стабилизированные ЦТОС


 

[20] Технические условия ОАО «Химпром»

ТУ 2439-347-05763441-2000

Нитрилотриметилфосфоновая кислота НТФ


 

[21] Технические условия ООО «Гранула»

ТУ 5734-004-74364232-2005

Цементы тампонажные высокотемпературные ЦТТС, ЦТТРС


 


 

32


 

image


 

ОКС 75.020


 

Ключевые слова: тампонажный состав, буферная композиция, строительство скважин, Бованенковское НГКМ, цементирование

image


 

33


 

Корректура Ю.С. Пашковой

Компьютерная верстка А.И. Шалобановой


 

image

Подписано в печать 14.07.2010 г.

Формат 60х84/8. Гарнитура «Ньютон». Тираж 55 экз. Уч.-изд. л. 3,6. Заказ 1006.


 

image

ООО «Газпром экспо» 117630, Москва, ул. Обручева, д. 27, корп. 2. Тел.: (495) 719-64-75, (499) 580-47-42.


 

Отпечатано в ООО «Полиграфия Дизайн»