Р Газпром 2-3.2-363-2009

  Главная      Учебники Газпром     

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..   240  241  242  243  244  245  ..

 

 

 

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

 


 

РЕКОМЕНДАЦИИ ОРГАНИЗАЦИИ


 

ТАМПОНАЖНЫЕ СОСТАВЫ, БУФЕРНЫЕ КОМПОЗИЦИИ И ТЕХНОЛОГИИ

ИХ ПРИМЕНЕНИЯ ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН НА АЧИМОВСКИЕ ОТЛОЖЕНИЯ

УРЕНГОЙСКОГО ГКМ


 

Р Газпром 2-3.2-363-2009


 

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»


 

начальником Департамента по добыче газа, газового конденсата, нефти ОАО «Газпром» 26 июня 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 Уренгойского газоконденсатного

    месторождения 2

  6. Конструкции скважин 3

  7. Требования к составам тампонажных растворов и буферным жидкостям 5

    1. Составы тампонажных растворов для цементирования кондуктора 5

    2. Составы тампонажных растворов для цементирования промежуточных колонн 8

    3. Составы тампонажных растворов для цементирования эксплуатационных колонн . . 9

    4. Составы тампонажных растворов для цементирования хвостовиков 12

    5. Требования к буферным жидкостям 12

  8. Технико-технологические решения для повышения степени заполнения

    кольцевого пространства скважины тампонажными растворами 14

  9. Технологии цементирования обсадных колонн 15

    1. Технология цементирования кондуктора 15

    2. Технология цементирования промежуточной и эксплуатационной колонн 16

    3. Технология цементирования хвостовиков 18

  10. Требования промышленной безопасности и охрана окружающей природной среды . . . 20 Приложение А (справочное) Геолого-технические условия строительства скважин 21

Приложение Б (рекомендуемое) Конструкции скважин 24

Библиография 27


 

III


 

РЕКОМЕНДАЦИИ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»


 

image

ТАМПОНАЖНЫЕ СОСТАВЫ, БУФЕРНЫЕ КОМПОЗИЦИИ И ТЕХНОЛОГИИ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН НА АЧИМОВСКИЕ ОТЛОЖЕНИЯ УРЕНГОЙСКОГО ГКМ


 

image


 

Дата введения – 2010-04-28


 

  1. Область применения


     

    1. Настоящие рекомендации устанавливают требования к составам тампонажных растворов и буферных композиций с регламентированными значениями показателей технологических характеристик и определяют технико-технологические решения для цементирования обсадных колонн при строительстве скважин на ачимовские отложения Уренгойского газоконденсатного месторождения.


       

  2. Нормативные ссылки


     

    В настоящих рекомендациях использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

    ГОСТ 450-77 Кальций хлористый технический. Технические условия ГОСТ 1216-87 Порошки магнезитовые каустические. Технические условия ГОСТ 1581-96 Портландцементы тампонажные. Технические условия ГОСТ 4233-77 Реактивы. Натрий хлористый. Технические условия

    ГОСТ 26798.1-96 Цементы тампонажные. Методы испытаний

    ГОСТ 26798.2-96 Цементы тампонажные типов I-G и I-Н. 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 определе-

    ния. 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 для повышения замещения бурового раствора тампонажным.

    2. комбинированная буферная жидкость: Жидкость многофункционального назначения, состоящая из нескольких жидкостей, последовательно закачиваемых в скважину, каждая из которых выполняет определенную функцию.


       

  4. Обозначения и сокращения


     

    В настоящих рекомендациях приведены следующие сокращения: ГКМ – газоконденсатное месторождение;

    ММП – многолетнемерзлые породы;

    МСЦ – муфта ступенчатого цементирования; НТФ – нитрилотриметилфосфоновая кислота; ОЗЦ – ожидание затвердевания цемента;

    СНС – статическое напряжение сдвига;

    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;

    ЦТРС-50 Арм – цемент тампонажный расширяющийся стабилизированный с армирующими добавками для низких и нормальных температур;

    ЦТТРС-2 Арм – цемент тампонажный высокотемпературный.


     

  5. Геологическая характеристика разреза Уренгойского газоконденсатного месторождения

    1. Геологический разрез представлен терригенными песчано-глинистыми отложениями мезозой-кайнозойского платформенного чехла, которые залегают на породах палеозойского складчатого фундамента.

    2. Ачимовская толща содержит в своем составе песчаники серые, мелкозернистые, слюдистые, частично известковистые, с прослоями песчано-алевритовых и глинистых пород. По текстуре песчаники однородные или горизонтально-слоистые за счет прослоек глинистого материала и углистого детрита. Аргиллиты темно-серые, слюдистые, крепкие, горизонталь-


       


       

      2

      но-слоистые. Глубина залегания ачимовской толщи от 3470 до 3850 м. Толщина пластов изменяется от 5 до 40 м.

      Наибольшими размерами и повышенной продуктивностью характеризуются пласты

      Ач

      3-4

      и Ач .

      5

    3. Особенностью надкровельной глинистой части ачимовских отложений является

      значительная разность пластового и поровых давлений в переходной зоне, залегающей над кровлей ачимовских отложений, которая может превышать 1,6, при этом расположенные выше по разрезу пласты БУ имеют давления, близкие к гидравлическому.

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


       

  6. Конструкции скважин


     

    1. Для исключения осложнений при строительстве эксплуатационных скважин на ачимовские отложения Уренгойского ГКМ из-за значительной разницы пластового и поровых давлений при одновременном вскрытии пластов валанжинского яруса и надкровельной глинистой толщи ачимовских отложений (покрышки), согласно Р Газпром 2-3.2-276-2008 [1], следует применять для строительства два варианта конструкций скважин, приведенных в таблице 1.

    2. Конструкции скважин по варианту 1 предусматривают:

      • профили скважин с отклонением от вертикали на кровле продуктивного пласта – не более 1200 м. Профили скважин с отклонением от вертикали на кровле пласта 560 м и 1200 м приведены в Р Газпром 2-3.2-276-2008 [1];

      • установку башмака эксплуатационной колонны в интервале, расположенном между

        последним пластом валанжинского яруса (БУ16) и кровлей ачимовских отложений на глубине, соответствующей допустимой депрессии на стенки скважины в пределах от 10 % до 15 % эффективных скелетных напряжений;

      • перекрытие части надкровельной покрышки и продуктивного пласта хвостовикомфильтром. Хвостовик-фильтр включает фильтр в продуктивной части пласта, пакер в кровле пласта и обсадные трубы, которые цементируются от кровли пласта до подвески.

    3. Конструкции скважин по варианту 2 предусматривают:

  • профили скважин с отклонением от вертикали на кровле продуктивного пласта более 1200 м. Профиль скважины с отклонением от вертикали на кровле пласта 1700 м приведен в Р Газпром 2-3.2-276-2008 [1];


     


     

    3


     


     

    Вариант 1

    Вариант 2


     

    Название колонны

    Диаметр труб (подвариант А (Б)),

    мм

    Глубина спуска по вертикали, м

    Интервал цементирования, м

    Плотность раствора при бурении, кг/м3


     

    Название колонны


     

    Диаметр труб, мм

    Глубина спуска по вертикали, м

    Интервал цементирования, м

    Плотность раствора при бурении, кг/м3

    Кондуктор

    426 (324)

    500

    0–500

    1180

    Кондуктор

    426

    500

    0–500

    1180

    Промежуточная колонна

    324 (245)

    1350

    0–1350

    1100

    Промежуточная колонна

    324

    1300

    0–1300

    1100

    Эксплуатационная колонна


     

    245 (178)


     

    3470


     

    0–3470


     

    1220

    Эксплуатационная колонна


     

    245


     

    3360


     

    0–3360


     

    1220


     

    Хвостовик-фильтр


     

    178 (127)


     

    3150–3715


     

    3150–3620


     

    1740

    Хвостовик

    178

    3020–3600

    3020–3600

    1540

    Хвостовик-фильтр

    127

    3470–3715

    1740

    Р Газпром 2-3.2-363-2009

     

    4

     

    Примечания

    1. Глубины спуска обсадных колонн уточняются по геофизическим и технологическим исследованиям.

    2. В конструкции скважин по варианту 1 допускается применение двух подвариантов А и Б, различающихся соотношениями диаметров обсадных колонн, которые составляют:

    подвариант А — 426324245178 (мм);

    подвариант Б — 324245178127 (мм).

  • установку эксплуатационной колонны от устья до глубины, соответствующей равновесному состоянию системы скважина–пласт (поровое давление пород надкровельной покрышки равно гидростатическому давлению столба бурового раствора);

  • перекрытие цементируемым хвостовиком интервала с переменным градиентом порового давления и глубиной спуска до отметки от 10 до 20 м выше кровли ачимовской пачки;

  • установку фильтра в продуктивной части пласта.


 

  1. Требования к составам тампонажных растворов и буферным жидкостям


     

    1. Составы тампонажных растворов для цементирования кондуктора

      1. При цементировании обсадных колонн в ММП, согласно ПБ 08-624-03 [2] и РД 39-00147001-767-2000 [3], к тампонажным растворам и составам предъявляются требования, перечисленные в 7.1.1.1–7.1.1.4.

        1. Тампонажный раствор должен сохранять стабильность при низких температурах; быть седиментационно устойчивым без водоотделения или с минимальным водоотделением, способным удерживать во взвешенном состоянии облегчающие, расширяющиеся, стабилизирующие и армирующие добавки, обладать высокой скоростью структурообразования.

        2. Температура тампонажных растворов перед закачиванием в скважину, согласно ПБ 08-624-03 [2], должна быть не ниже от плюс 8 °С до плюс 10 °С.

        3. Способность тампонажного раствора схватываться и набирать прочность в короткий период – в соответствии с требованиями ГОСТ 1581 и РД 39-00147001-767-2000 [3].

        4. Физико-механические свойства тампонажного раствора и камня следует определять при термобарических условиях в соответствии с таблицами А.2 и А.3 приложения А.

      1. Цементирование кондуктора в интервале от 0 до 350 м следует производить

        тампонажным раствором плотностью 1500 кг/м3 на основе цемента типа ЦТРО-Арм по ТУ 5734-003-74364232-2006 [4]. Для цементирования кондуктора в интервале от 350 до 500 м следует применять тампонажный раствор плотностью 1840 кг/м3 на основе цемента тампонажного расширяющегося стабилизированного с армирующей добавкой типа ЦТРС-50 Арм по ТУ 5734-007-74364232-2006 [5].

      2. В качестве жидкости затворения для ЦТРО-Арм и ЦТРС-50 Арм следует применять 4 %-ный раствор хлорида кальция по ГОСТ 450.

      3. Допускается применять облегченную смесь, состоящую из 88 % по массе тампонажного портландцемента ПЦТ I-G-CC-1 по ГОСТ 1581 и 12 % по массе к тампонажной смеси алюмосиликатных микросфер Гранулайт по ТУ 5712-010-80338612-2008 [6]. Затворение облегченной смеси производить на растворе хлорида кальция по ГОСТ 450 (от 4 % до 6 %).

      4. Физико-механические свойства составов тампонажного раствора и камня на основе ЦТРО-Арм и ЦТРС-50 Арм приведены в таблицах 2, 3.

5


 

Растворосмесевое отношение


 

Температура,

°С


 

Водоотделение,

мл


 

Плотность, кг/м3


 

Растекаемость, мм

Сроки схватывания, ч-мин

Время загустевания до

30 Вс,

мин

Прочность камня через 2 сут, МПа

Линейное расширение,

%

начало

конец

изгиб

сжатие

сцепление


 

0,55*

20

0

1490

245

3-05

3-40


 

200

2,5

8,5

0,7

0,18

5

0

1490

245

6-15

8-10

1,1

3,7

0,4

0,10


 

0,55**

20

0

1470

244

4-45

5-35


 

239

3,8

14,2

0,9

0,19

5

0

1470

244

14-15

16-25

1,3

3,9

0,5

0,12

Р Газпром 2-3.2-363-2009

 

6

 

* Жидкость затворения – раствор СаСl2 плотностью 1030 кг/м3.

** Жидкость затворения – раствор NaCl плотностью 1030 кг/м3.


 

Р Газпром 2-3.2-363-2009

 

Таблица 3 – Физико-механические свойства тампонажного раствора и камня на основе ЦТРС-50 Арм и ЦТТРС-2 Арм


 

Растворосмесевое отношение


 

Жидкость затворения

Температура,

°С


 

Плотность, кг/м3

Растекаемость, мм

Водоотделение, мл


 

Фильтрация, см3

Время загустевания, до 30 Вс, мин

Сроки схватывания, ч-мин

Прочность камня через 2 сут, МПа

Линейное расширение,

%


 

начало


 

конец


 

изгиб


 

сжатие

сцепление

ЦТРС-50 Арм

0,5

4 %-ный СаСl2

20

1840

242

0

96,0

193

3-40

4-15

5,2

18,7

1,3

0,21

5

1840

242

0

8-10

11-05

2,0

7,8

0,7

0,09

0,5

4 %-ный NаСl

20

1850

236

0

117,0

317

6-55

8-15

6,0

22,9

1,4

0,19


 

0,5

4 %-ный NаСl

4 %-ный

Натросол 250 EXR


 

20


 

1850


 

218


 

0


 

48,0


 

400*


 

7-20


 

8-10


 

5,1


 

16,8


 

2,1


 

0,18

ЦТТРС-2 Арм


 

0,44

0,05 %-ный НТФ

0,5 %-ный

Натросол 250 EXR


 

100


 

1840


 

195


 

0


 

37,0


 

377**


 

6-30


 

7-10


 

5,0


 

15,1


 


 

0,26


 

0,44

0,05 %-ный НТФ

0,3 %-ный

Натросол 250 EXR


 

100


 

1840


 

197


 

0


 

41,0


 

280**


 

5-10


 

5-50


 

5,2


 

15,8


 


 

0,27


 

0,44

0,03 %-ный НТФ

0,3 %-ный

Натросол 250 EXR


 

100


 

1840


 

185


 

0


 

42,0


 

160**


 

3-20


 

4-10


 

5,6


 

16,8


 


 

0,27


 

0,44

0,04 %-ный НТФ

0,3 %-ный

Натросол 250 EXR


 

100


 

1840


 

189


 

0


 

44,0


 

200**


 

3-50


 

4-30


 

5,4


 

16,2


 


 

0,28


 

  • Время загустевания при 20 МПа.

    7

     

    ** Время загустевания при 62 МПа.

      1. Составы тампонажных растворов для цементирования промежуточных колонн

        1. При цементировании промежуточных колонн на сеноманские отложения, согласно СТО Газпром РД 2.1-148-2005, к тампонажным растворам и камню предъявляются требования, перечисленные в 7.2.1.1–7.2.1.6.

          1. Плотность тампонажных растворов должна обеспечивать подъем до устья без гидроразрыва пород в процессе цементирования в соответствии с ПБ 08-624-03 [2].

          2. Сроки схватывания облегченного тампонажного раствора должны превышать от двух до трех часов сроки схватывания тампонажного раствора нормальной плотности.

          3. Тампонажный облегченный раствор должен быть седиментационно устойчивым с минимальным водоотделением, способным удерживать во взвешенном состоянии облегчающие, расширяющиеся, стабилизированные и армирующие добавки.

          4. Состав тампонажного раствора следует определять по времени загустевания при динамической температуре и давлении, ожидаемом в интервале цементирования в соответствии с Инструкцией [3]. Время загустевания тампонажного раствора, определяемое на консистометре при воздействии температуры и давления, имитируемых по процессу цементирования, должно быть на 25 % больше расчетного времени цементирования, но не менее чем на 30 мин и не более чем на 90 мин [3].

          5. Технологические характеристики тампонажных растворов должны обеспечивать подъем тампонажного раствора до устья скважины и формирование герметичного цементного кольца с требуемой несущей способностью по всему интервалу цементирования согласно ПБ 08-624-03 [2], РД 39-00147001-767-2000 [3]. В соответствии с СТО Газпром РД 2.1-148-2005 двухсуточная прочность облегченного тампонажного камня должна быть не менее 1,5 МПа на изгиб и 4,5 МПа на сжатие, а нормальной плотности не менее 3,0 МПа на изгиб и 10,5 МПа на сжатие.

          6. Физико-механические свойства составов тампонажного раствора и камня следует определять с формированием при термобарических условиях в соответствии с таблицами А.2 и А.3 приложения А.

        1. Для цементирования промежуточной колонны в интервале от 0 до 900 м по вариантам 1А и 1Б и в интервале от 0 до 850 м по варианту 2 (таблица 1) следует применять стабилизированный тампонажный раствор плотностью 1400 кг/м3 на основе цемента тампонажного расширяющегося облегченного стабилизированного с армирующими добавками типа ЦТРОС-4 Арм по ТУ 5734-001-74364232-2006 [7] или ПЦТ I-G-CC-1 по ГОСТ 1581 – от 70 % до 68 %, порошок магнезитовый каустический по ГОСТ 1216 – от 5 % до 7 %, армированную облегчающую добавку КОД-1 по ТУ 5743-002-74364232-2006 [8] в количестве 25 % по массе к тампонажной смеси, соответственно.


           

          8

        2. Для цементирования промежуточной колонны в интервале от 900 до 1350 м по вертикали (варианты 1А, 1Б) и в интервале от 850 до 1300 м по варианту 2 следует применять седиментационно устойчивый тампонажный раствор плотностью 1850 кг/м3 на основе цемента тампонажного расширяющегося стабилизированного с армирующими добавками типа ЦТРС-50 Арм. Для снижения фильтрации тампонажного раствора следует использовать Натросол 250 EXR по ТУ 2231-001-21095737-2005 [9] в количестве от 0,3 % до 0,4 % по массе.

        3. Физико-механические свойства тампонажного раствора и камня на основе ЦТРОС-4 Арм приведены в таблице 4, ЦТРС-50 Арм – в таблице 3.

        4. В качестве жидкости затворения ЦТРОС-4 Арм и ЦТРС-50 Арм следует применять 4 %-ный раствор хлорида натрия по ГОСТ 4233.

      1. Составы тампонажных растворов для цементирования эксплуатационных колонн

        1. При цементировании эксплуатационных колонн на ачимовские отложения согласно СТО Газпром РД 2.1-148, ПБ 08-624-03 [2], РД 39-00147001-767 [3] к тампонажному раствору и камню предъявляются требования, перечисленные 7.3.1.1–7.3.1.12.

          1. Плотность тампонажных растворов должна обеспечивать подъем до устья без гидроразрыва пород под воздействием гидродинамического давления в процессе цементирования.

          2. Тампонажный облегченный раствор должен сохранять стабильность при высоких давлениях и температуре, быть седиментационно устойчивым без водоотделения, способным удерживать во взвешенном состоянии облегчающие, расширяющиеся, стабилизированные, армирующие и термостойкие добавки, обладать высокой скоростью структурообразования.

          3. Тампонажный раствор, закачиваемый в скважину при повышенных температурах и давлениях, должен обладать необходимыми реологическими свойствами, иметь достаточную подвижность в динамике и тиксотропность в статике. Раствор не должен интенсивно загустевать в течение времени, необходимого для цементирования колонны.

          4. Способность тампонажного раствора схватываться в короткий период по всей высоте после окончания цементирования, обеспечивать минимальные сроки между началом и концом схватывания.

          5. Время загустевания нижней пачки на глубине 2370 м облегченного тампонажного раствора на консистометре определяется по следующему режиму испытания: выход на режим до температуры 80 °С и давление 62 МПа; в течение 90 мин; 30 мин испытания – при 80 °С и давлении 62 МПа, снижение температуры до 70 °С в течение 30 мин с дальнейшим определением времени загустевания.


             

            9


             


             

            Р Газпром 2-3.2-363-2009

             

            10

             

            Таблица 4 – Физико-механические свойства тампонажного раствора и камня на основе ЦТРОС-4 Арм


             

            Растворосмесевое отношение


             

            Жидкость затворения

            Температура,

            °С


             

            Плотность, кг/м3

            Растекаемость, мм

            Водоотделение, мл


             

            Фильтрация, см3

            Время загустевания, мин

            Сроки схватывания, ч-мин

            Прочность камня через 2 сут, МПа

            Линейное расширение,

            %


             

            начало


             

            конец


             

            изгиб


             

            сжатие

            сцепление

            0,8

            4,00 %-ный СаСl2

            22

            1410

            250

            0

            78,0

            246

            8-00

            9-05

            1,4

            4,4

            0,5

            0,20


             

            0,8

            4,00 %-ный NаСl


             

            22


             

            1390


             

            230


             

            0


             

            81,0


             

            313


             

            9-25


             

            10-10


             

            1,7


             

            4,7


             

            0,7


             

            0,25


             

            0,8

            4,00 %-ный NаСl

            4,00 %-ный Натросол 250 EXR


             

            22


             

            1390


             

            210


             

            0


             

            27,5


             

            410


             

            11-20


             

            12-40


             

            1,6


             

            4,5


             

            0,6


             

            0,24


             

            0,8


             

            0,06 % НТФ


             

            70


             

            1400


             

            257


             

            0


             


             

            245


             

            4-10


             

            4-40


             

            4,5


             

            13,6


             

            0,9


             

            0,25


             

            0,8


             

            0,06 % НТФ


             

            35


             

            1400


             

            257


             

            0


             


             

            299


             

            4-50


             

            5-10


             

            4,1


             

            12,8


             

            0,8


             

            0,21

          6. Время загустевания облегченного раствора с имитацией скважинных условий на глубине 1400 м определяется на консистометре по следующему режиму испытания: выход на режим в течение 90 мин до температуры 80 °С и давление 62 МПа; 30 мин – испытание при 80 °С и 62 МПа; снижение давления до 20 МПа и температуры до 35 °С в течение 120 мин с дальнейшим определением времени загустевания.

          7. Время загустевания нижней пачки (забойной) тампонажного раствора нормальной плотности определяется на консистометре по следующему режиму: выход на режим до температуры 100 °С и давление 62 МПа в течение 90 мин с дальнейшим определением времени загустевания.

          8. Время загустевания верхней пачки (2370 м) тампонажного раствора нормальной плотности определяется на консистометре по следующему режиму: выход на режим до 100 °С и 62 МПа – в течение 90 мин; испытание при 100 °С и 62 МПа – в течение 30 мин; снижение температуры до 85 °С и давления до 38 МПа – в течение 150 мин с дальнейшим определением времени загустевания.

          9. Время загустевания тампонажных растворов по п.п. 7.3.1.5–7.3.1.8 подбирается в соответствии с режимами цементирования согласно таблице А.3 приложения А и таблицам 8–10.

          10. Водоотдачу тампонажного раствора следует определять в соответствии с рекомендациями [3] и СТО Газпром РД 2.1-148-2005 с использованием фильтр-прессов отечественного или импортного производства при расчетной динамической температуре и перепаде давления 4,0 МПа в соответствии с СТО Газпром РД 2.1-148-2005. Перед определением водоотдачи тампонажный раствор следует перемешать в консистометре с созданием режима динамической температуры, имитирующего по процессу цементирования, и дополнительного перемешивания при динамической температуре в течение 30 мин.

          11. Технологические характеристики тампонажных растворов должны обеспечивать подъем тампонажного раствора до устья скважины и формирование герметичного цементного кольца с требуемой несущей способностью по всему интервалу цементирования согласно ПБ 08-624-03 [2], РД 39-00147001-767-2000 [3]. В соответствии с СТО Газпром РД 2.1-148-2005 двухсуточная прочность облегченного тампонажного камня должна быть не менее 1,5 МПа на изгиб и 4,5 МПа на сжатие, а нормальной плотности не менее 3,0 МПа на изгиб и 10,5 МПа на сжатие.

          12. Физико-механические свойства составов тампонажного раствора и камня следует определять при термобарических условиях в соответствии с таблицами А.2 и А.3 приложения А.


     

    11

        1. При цементировании эксплуатационной колонны в интервале от 0 до 2370 м по вариантам 1А, 1Б с отклонением от забоя 560 м, в интервале от 0 до 2370 м по вариантам 1А, 1Б с отклонением от забоя 1200 м и в интервале от 0 до 2260 м по варианту 2 с отклонением от забоя 1700 м следует применять тампонажный раствор плотностью 1400 кг/м3 на основе ЦТРОС-4 Арм по ТУ 5734-001-74364232-2006 [7].

        2. Для цементирования эксплуатационной колонны в интервале от 2370 до 3470 м по вариантам 1А и 1Б с отклонением от забоя 560 м, в интервале от 2370 до 3470 м по вариантам 1А и 1Б с отклонением от забоя 1200 м и в интервале от 2260 до 3360 м по варианту 2 с отклонением от забоя 1700 м следует применять тампонажный раствор плотностью 1830 кг/м3 на основе цемента тампонажного высокотемпературного ЦТТРС-2 Арм по ТУ 5734-00474364232-2005 [10].

          Для снижения фильтрации тампонажного раствора следует использовать Натросол 250 EXR в количестве от 0,3 % до 0,5 % по массе.

        3. Физико-механические свойства тампонажного раствора и камня на основе ЦТТРС-2 Арм приведены в таблице 3, ЦТРОС-4 Арм – в таблице 4.

      1. Составы тампонажных растворов для цементирования хвостовиков

        1. При цементировании хвостовиков к тампонажным растворам и камню предъявляются требования в соответствии с 7.3.1.3, 7.3.1.4, 7.3.1.7, 7.3.1.10, 7.3.1.11, 7.3.1.12.

        2. При цементировании хвостовиков в интервале от 3150 до 3620 м по вариантам 1А и 1Б с отклонением от забоя 560 м, в интервале от 3150 до 3620 м по вариантам 1А и 1Б с отклонением от забоя 1200 м и в интервале от 3020 до 3600 м по варианту 2 с отклонением от забоя 1700 м следует применять тампонажный раствор плотностью 1830 кг/м3 на основе цемента тампонажного высокотемпературного ЦТТРС-2 Арм. Для снижения фильтрации тампонажного раствора следует использовать Натросол 250 EXR в количестве от 0,3 % до 0,5 % по массе.

        3. Физико-механические свойства тампонажного раствора и камня на основе ЦТТРС-2 Арм приведены в таблице 3.

        4. При цементировании обсадных колонн плотность тампонажного раствора, интервалы цементирования по вертикали и по стволу скважины следует принимать в соответствии с таблицей Б.1 приложения Б.

      2. Требования к буферным жидкостям

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


           

          12


           

          Р Газпром 2-3.2-363-2009

           

          13

           

          Таблица 5 – Составы, реологические характеристики и объемы буферных жидкостей


           


           

          Вариант


           

          Подвариант


           

          Вид колонны


           

          Состав буферной жидкости, %


           

          Плотность, кг/м3

          Реологические характеристики вытесняющей пачки буферной жидкости


           

          Объем моющей пачки буферной жидкости, м3


           

          Объем вытесняющей пачки буферной жидкости, м3


           

          Моющей пачки буферной жидкости

          Вытесняющей пачки буферной жидкости


           

          , мПас


           

          0, дПа

          4 %-ный NaCl

          Смесь буферная

          порошкообразная


           

          1


           

          А

          Кондуктор

          46

          54

          1300

          23

          250

          15,0

          Промежуточная колонна

          Вода с 0,01 % НТФ

          65

          35

          1200

          20

          140

          12,0

          12,0

          Эксплуатационная колонна

          Вода 0,01 % НТФ

          46

          54

          1300

          23

          250

          6,5

          6,5

          Хвостовик-фильтр

          Вода с 0,01 % НТФ

          40

          60

          1820

          55

          250

          4,0

          4,0


           

          1


           

          Б

          Кондуктор

          46

          54

          1300

          23

          250

          10,0

          Промежуточная колонна

          Вода с 0,01 % НТФ

          65

          35

          1200

          20

          130

          7,0

          7,0

          Эксплуатационная колонна

          Вода с 0,01 % НТФ

          46

          56

          1300

          23

          250

          4,5

          4,5

          Хвостовик-фильтр

          Вода с 0,01 % НТФ

          40

          60

          1820

          55

          250

          1,8

          1,8

          2

          Кондуктор

          46

          54

          1300

          23

          250

          15,0

             

          Промежуточная колонна

          Вода с 0,01 % НТФ

          65

          35

          1200

          20

          140

          10,0

          10,0

             

          Эксплуатационная колонна

          Вода с 0,01 % НТФ

          46

          54

          1300

          23

          250

          6,5

          6,5

             

          Хвостовик

          Вода с 0,01 % НТФ

          52

          48

          1620

          23

          250

          4,0

          4,0

        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 Инструкции РД 39-00147001-767-2000 [3].

        3. В качестве буферной жидкости при цементировании кондукторов, промежуточных, эксплуатационных колонн и хвостовиков следует применять комбинированную буферную композицию из моющей пачки – технической воды с НТФ и вытесняющей пачки – 4 %-ного раствора хлорида натрия и смеси буферной порошкообразной (СБП).

        4. Для приготовления моющей пачки буферной жидкости рекомендуется применять раствор воды с 0,01 % НТФ по ТУ 2439-347-05763441-2000 [11].

        5. В зависимости от плотности вытесняющей пачки следует применять СБП-4 и СБП-8 (СБП-6) по ТУ 5717-008-80338612-2007 [12].

        6. Составы, реологические характеристики и объемы буферных жидкостей приведены в таблице 5.


     

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

      1. В процессе цементирования обсадных колонн кроме кондукторов рекомендуется применять комбинированную буферную жидкость, состоящую из моющей и вытесняющей пачек. При цементировании кондукторов следует применять вытесняющую пачку комбинированной буферной жидкости.

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

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

      4. В случае ламинарного режима течения вытесняющей пачки 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.


         

        14

      5. При любом режиме течения вытесняющей пачки буферной жидкости следует обеспечивать турбулентный режим течения моющей пачки буферной жидкости в кольцевом пространстве скважины.

      6. Цементирование обсадных колонн следует обеспечивать, согласно РД 39-00147001-767-2000 [3], с эксцентриситетом не более 0,33. Рекомендуемые интервалы и количество центрирующих, турбулизирующих элементов для кондукторов, промежуточных и эксплуатационных колонн определены согласно РД 39-00147001-767-2000 [3] и приведены в таблице Б.2 приложения Б.

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

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

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


         

    2. Технологии цементирования обсадных колонн


       

      1. Технология цементирования кондуктора

        1. Цементирование 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, при прогнозируемом среднем коэффициенте кавернозности 1,6, должны соответствовать значениям, приведенным в таблице 6.

          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.


     

    15

    Таблица 6 – Рекомендуемые объемы и производительности закачивания технологических жидкостей в процессе цементирования кондукторов


     

    Технологическая жидкость

    Кондуктор

    диаметр 324 мм

    диаметр 426 мм

    V, м3

    Q, м3

    V, м3

    Q, м3

    Буферная жидкость:

    5,00

    0,005

    5,00

    0,005

    1-я порция

    5,00

    0,020

    10,00

    0,020

    2-я порция

    Облегченный тампонажный раствор


     

    39,31*

    56,38**


     

    0,030


     

    55,69*

    79,94**


     

    0,030

    Тампонажный раствор нормальной плотности

    17,58

    0,030

    25,16

    0,030

    Продавочная жидкость:


     

    25,00


     

    0,030


     

    50,40


     

    0,030

    1-я порция

    2-я порция

    5,78

    0,020

    8,00

    0,020

    3-я порция

    5,00

    0,005

    5,00

    0,005

    * Расчетный объем облегченного тампонажного раствора.

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

    – объем технологической жидкости.

    – производительность закачивания технологической жидкости.

      1. Технология цементирования промежуточной и эксплуатационной колонн

        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 1,25, приведены в таблице 7, а для эксплуатационных, при прогнозируемом коэффициенте кавернозности 1,15, – в таблице 8.

          Таблица 7 – Рекомендуемые объемы и производительности закачивания технологических жидкостей в процессе цементирования промежуточных колонн


           


           

          Технологическая жидкость

          Промежуточная колонна

          диаметр 245 мм,

          вариант 1

          диаметр 324 мм,

          вариант 1

          диаметр 324 мм,

          вариант 2

          V, м3

          Q, м3

          V, м3

          Q, м3

          V, м3

          Q, м3

          Буферная жидкость:


           

          5,00


           

          0,005


           

          5,00


           

          0,010


           

          5,00


           

          0,010

          1-я порция

          2-я порция

          9,00

          0,020

          19,00

          0,024

          15,00

          0,024

          Облегченный тампонажный раствор

          28,35*

          37,57**

          0,030

          51,38*

          68,08**

          0,024

          47,99*

          64,26**

          0,024


           

          16

          Продолжение таблицы 7


           


           

          Технологическая жидкость

          Промежуточная колонна

          диаметр 245 мм,

          вариант 1

          диаметр 324 мм,

          вариант 1

          диаметр 324 мм,

          вариант 2

          V, м3

          Q, м3

          V, м3

          Q, м3

          V, м3

          Q, м3

          Тампонажный раствор нормальной плотности

          17,73

          0,030

          32,10

          0,024

          33,35*

          0,024

          Продавочная жидкость: 1-я порция

          2-я порция 3-я порция


           

          42,00

          7,30

          5,00


           

          0,030

          0,020

          0,005


           

          82,00

          10,00

          5,85


           

          0,024

          0,015

          0,005


           

          80,00

          10,00

          5,61


           

          0,024

          0,015

          0,005

          * Расчетный объем облегченного тампонажного раствора.

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

          – объем технологической жидкости.

          – производительность закачивания технологической жидкости.


           

          Технологическая жидкость

          Эксплуатационная колонна

          диаметр 178 мм,

          вариант 1

          диаметр 245 мм,

          вариант 1

          диаметр 245 мм,

          вариант 2

          отклонение от забоя 560 м

          отклонение от забоя 1200 м

          отклонение от забоя 560 м

          отклонение от забоя 1200 м

          отклонение от забоя 1700 м

          V, м3

          Q,

          м3

          V, м3

          Q,

          м3

          V, м3

          Q,

          м3

          V, м3

          Q,

          м3

          V, м3

          Q,

          м3

          Буферная жидкость:

          1-я порция 2-я порция


           

          4,00

          5,00


           

          0,005

          0,020


           

          4,00

          5,00


           

          0,005

          0,020


           

          5,00

          8,00


           

          0,005

          0,020


           

          5,00

          8,00


           

          0,005

          0,020


           

          5,00

          8,00


           

          0,005

          0,020

          Облегченный тампонажный раствор

          39,12*

          51,68**


           

          0,030

          39,51*

          52,86**


           

          0,030

          72,60*

          95,23**


           

          0,030

          67,86*

          90,76**


           

          0,030

          68,29*

          90,76**


           

          0,030

          Тампонажный раствор нормальной плотности


           

          23,69


           

          0,030


           

          27,22


           

          0,030


           

          40,57


           

          0,030


           

          46,62


           

          0,030


           

          44,04


           

          0,030

          Продавочная жидкость:

          1-я порция 2-я порция

          3-я порция


           

          55,00

          10,00

          5,11


           

          0,030

          0,020

          0,005


           

          59,00

          10,00

          5,23


           

          0,030

          0,020

          0,005


           

          125,00

          10,00

          5,49


           

          0,030

          0,020

          0,005


           

          133,00

          10,00

          5,79


           

          0,030

          0,020

          0,005


           

          130,00

          10,00

          5,92


           

          0,030

          0,020

          0,005

          * Расчетный объем облегченного тампонажного раствора.

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

          – объем технологической жидкости.

          – производительность закачивания технологической жидкости.

           

          Таблица 8 – Рекомендуемые объемы и производительности закачивания технологических жидкостей в процессе цементирования эксплуатационных колонн


           

          17

          При рекомендуемых производительностях закачивания технологических жидкостей и реологических характеристиках буферных жидкостей для промежуточной колонны диаметром 324 мм создается структурный режим течения вытесняющей пачки буферной жидкости и ламинарный – для остальных колонн. При этом для ламинарного режима течения обеспечивается соотношение величин обобщенных критериев Рейнольдса бурового раствора и вытесняющей пачки буферной жидкости, близкое к двум. Для моющей пачки буферной жидкости обеспечивается турбулентный режим течения при цементировании всех колонн.

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

        4. При цементировании следует применять нижнюю и верхнюю разделительные пробки.


     

      1. Технология цементирования хвостовиков

        1. Технология цементирования хвостовика-фильтра

          1. Цементирование хвостовика-фильтра рекомендуется выполнять прямым способом в одну ступень с подъемом тампонажного раствора от кровли продуктивного пласта до подвески хвостовика-фильтра.

          2. После открытия цементировочных окон 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 цементировочные окна до посадки продавочной и подвесной пробок в специальное гнездо МСЦ и получения, таким образом, сигнала «стоп».

          4. После получения сигнала «стоп» рекомендуется закрыть цементировочные

            окна.


             

          5. Рекомендуемые объемы и производительности закачивания технологических

    жидкостей, при прогнозном коэффициенте кавернозности ствола под хвостовик-фильтр 1,15, приведены в таблице 9. При указанных в таблице 9 производительностях закачивания возникает структурный режим течения вытесняющей пачки и турбулентный – моющей пачки буферной жидкости в кольцевом пространстве скважины.


     


     

    18

    Таблица 9 – Рекомендуемые объемы и производительности закачивания технологических жидкостей в процессе цементирования хвостовика-фильтра


     


     

    Технологическая жидкость

    Хвостовик-фильтр

    диаметр 127 мм

    диаметр 178 мм

    отклонение от

    забоя 560 м

    отклонение от

    забоя 1200 м

    отклонение от

    забоя 560 м

    отклонение от

    забоя 1200 м

    V, м3

    Q3

    V, м3

    Q3

    V, м3

    Q3

    V, м3

    Q3

    Буферная жидкость

    3,60

    0,005

    3,60

    0,005

    8,0

    0,007

    8,0

    0,007

    Тампонажный раствор нормальной плотности

    5,24*

    7,02**


     

    0,005

    5,51*

    7,39**


     

    0,005

    10,85*

    14,85**


     

    0,007

    11,42*

    15,66**


     

    0,007

    Продавочная


     

    9,71


     

    0,005


     

    10,38


     

    0,005


     

    27,94


     

    0,007


     

    29,53


     

    0,005

    жидкость:

    1-я порция

    2-я порция

    8,82

    0,003

    9,19

    0,003

    14,85

    0,003

    15,66

    0,003


     

    * Расчетный объем тампонажного раствора для цементирования хвостовика-фильтра.

    ** Рекомендуемый объем тампонажного раствора для цементирования хвостовика-фильтра с учетом объема тампонажного раствора, который при закачивании и продавке смешивается с вытесняемой жидкостью.

    – объем технологической жидкости.

    – производительность закачивания технологической жидкости.


     

        1. Технология цементирования хвостовика

          1. Цементирование хвостовика рекомендуется выполнять прямым способом с расположением тампонажного раствора по всей длине колонны.

          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 1,15, приведены в таблице 10. При указанных в таблице 10 производительностях закачивания возникает структурный режим течения вытесняющей пачки и турбулентный, моющей пачки буферной жидкости, в кольцевом пространстве скважины.


     


     

    19

    Таблица 10 – Рекомендуемые объемы и производительности закачивания технологических жидкостей в процессе цементирования хвостовика


     

    Технологическая жидкость

    Диаметр 178 мм

    V, м3

    Q, м3

    Буферная жидкость

    8,00

    0,007

    Тампонажный раствор нормальной плотности

    14,23*

    18,80**

    0,007

    Продавочная жидкость: 1-я порция

    2-я порция


     

    27,92

    18,80


     

    0,007

    0,003

    * Расчетный объем тампонажного раствора для цементирования хвостовика.

    ** Рекомендуемый объем тампонажного раствора для цементирования хвостовика с учетом объема тампонажного раствора, который при закачивании и продавке смешивается с вытесняемой жидкостью.

    – объем технологической жидкости.

    – производительность закачивания технологической жидкости.


     

    10 Требования промышленной безопасности и охрана окружающей природной среды

    10.1 При разработке проектной документации на строительство эксплуатационных скважин на ачимовские отложения Уренгойского ГКМ и 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 [13];

    • Водного кодекса Российской Федерации [14];

      ПБ 08-624-03 [2];

    • Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» [15];

    • СТО Газпром 2-3.2-193;

      ППБ 01-03 [16];

      ВППБ-01-04-98 [17];

      ВРД 39-1.14-021-2001 [18];

    • Перечня ПДК и ОБУВ воздействия вредных веществ для воды рыбохозяйственных водоемов [19].


 

20


 

Приложение А

(справочное)


 

Геолого-технические условия строительства скважин

Р Газпром 2-3.2-363-2009

 

21

 

Таблица А.1 – Геокриологические данные разреза месторождения


 


 

Интервал, м


 

Глубина залегания нейтрального слоя, м

Температура пород нейтрального

слоя,

°С


 

Глубина нулевой изотермы,

м

Распределение температуры,

°С


 

Льдистость,

%

Интервалы залегания, м

консолидированных глин

плывунов

межмерзлотных таликов

от (верх)

до (низ)


 

от


 

до


 

от


 

до


 

от


 

до


 

от


 

до

0

45

13

-3

-3

-1

40

Нет


 

45


 

170


 


 


 


 

-3


 

-2


 

5


 

90


 

170


 

Нет

60–90

(не питьевого значения)

170

340

-2

-1

5–10

Нет

нет

340

380

400

-1

0

Нет

нет


 

Р Газпром 2-3.2-363-2009

 

22

 

Таблица А.2 Характеристика вскрываемых пластов


 


 

Индекс пласта

Интервал залегания, м


 

Тип флюида


 

Плотность, км/м3

Относительный удельный вес газа

по воздуху

Коэффициент газо-, конденсато-, нефтенасыщенности,

%


 

Температура на устье,

°С


 

Температура

в пласте,

°С


 

Пластовое давление, МПа


 

Коэффициент аномальности

от (верх)

до (низ)

ПК1


 

211


 

1270


 

Газ


 


 

0,560

Данные отсутствуют


 

10–12


 

34


 

4,04


 

0,34

БУ16

3255

3270

Г/к

909

0,627

54

25–30

96

36,06

1,13

Ач3-4

3620

3645

Г/к

908

0,626

60

25–30

100

58,91

1,66

Ач 5

3655

3715

Г/к

908

0,626

60

25–30

101

59,50

1,66

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


 

Интервал

Коэффициент аномальности пластового давления

Градиенты

от (верх) м

до (низ) м

горного давления, МПа/м

порового давления, МПа/м

гидроразрыва пород, МПа/м


 

температуры,

°С/100 м

0

45

Усл. 1,00

0,0190

Усл. 0,010

0,020

Зона ММП

45

85

Усл. 1,00

0,0187

Усл. 0,010

0,020

Зона ММП

85

170

Усл. 1,00

0,0187

Усл. 0,010

0,020

Зона ММП

170

340

Усл. 1,00

0,0194

Усл. 0,010

0,017

Зона ММП до 380 м

340

575

1,00

0,0199

0,011–0,012

0,0174

575

870

1,00

0,0196

0,011–0,012

0,0174

3,4

870

1140

1,00

0,0196

0,011–0,012

0,0174

3,4

1140

1200

1,00

0,0197

0,012–0,013

0,0174

3,4

1200

1270

0,34

0,0206

0,0130

0,0153

3,4

1270

2320

1,00

0,0207

0,013–0,014

0,0174

3,4

2320

2860

1,0

0,0218

0,013–0,014

0,0176

3,4

2860

3255

1,0

0,0218

0,012–0,014

0,0179

3,2

3255

3620

1,13

0,0222

0,014– 0,016

0,0189

3,2

3620

3645

1,66

0,0222

0,015–0,016

0,0199

3,2

3645

3750

1,66

0,0222

0,015–0,016

0,0199

3,2

Примечание – Коэффициент аномальности пластового давления, градиенты давлений горного и гидроразрыва приняты на основании геологической информации. Величина поровых давлений

является расчетной.


 

23

Приложение Б

(рекомендуемое)


 

Конструкции скважин


 

Таблица Б.1 – Интервалы цементирования обсадных колонн


 


 

Название колонны


 

Вариант конструкции


 

Тампонажный раствор нормальной плотности, кг/м3

Интервал цементирования тампонажным раствором нормальной плотности по вертикали

(по стволу), м


 

Плотность облегченного тампонажного раствора, кг/м3

Интервал цементирования облегченным тампонажным раствором

по вертикали (по стволу), м

Кондуктор

1А, 1Б, 2

1880

350–500

(350–500)

1500

0–350

(0–350)


 

Промежуточная колонна

1А, 1Б

1860

900–1350

(900–1350)

1400

0–900

(0–900)

2

1860

850–1300

(851,3–1319,3)

1400

0–850

(0,0-851,3)


 

Эксплуатационная колонна

1А, 1Б

Отклонение от забоя

560 м


 

1830


 

2370–3470

(2370,0–3629,3)


 

1400


 

0–2370

(0-2370)

1А, 1Б

Отклонение от забоя 1200 м


 

1830

2370–3470

(2391,1–3841,6)


 

1400

0–2370

(0,0–2391,1)

2

Отклонение от забоя 1700 м


 

1830

2260–3360

(2399,0–3768,1)


 

1400

0–2260

(0–2399)


 

Хвостовикфильтр

1А, 1Б

Отклонение от забоя

560 м


 

1860


 

3150–3620

(3173,1–3864,5)


 


 

1А, 1Б

Отклонение от забоя 1200 м


 

1860

3150–3620

(3344,7–4076,4)


 


 


 

Хвостовик

2

Отклонение от забоя 1700 м


 

1860

3020–3600

(3273,6–4141,3)


 


 


 


 

24


 

Р Газпром 2-3.2-363-2009

 

25

 

Таблица Б.2 – Интервалы установки, количество центрирующих и турбулизирующих элементов


 

Вариант конструкции скважины


 

Наименование колонны


 

Вид центрирующего элемента

Интервал установки по вертикали (по стволу), м

Расстояние между центрирующими элементами, м

Количество центрирующих элементов, штук

1А, 1Б, 2

Кондуктор

Упругий центратор

90–500 (90–500)

20

21


 

1А, 1Б


 

Промежуточная колонн

Жесткий центратор-турбулизатор

0–100 (0–100)

100–400 (100–400)

20

30

6

10

Жестко-упругий центратор


 

400–1350 (400–1350)


 

50


 

19


 

2


 

Промежуточная колонна

Жесткий центратор-турбулизатор

0–100 (0–100)

100–400 (100–400)

20

30

6

10

Жестко-упругий центратор

400–1300 (400–1319)

50

18


 

1А, 1Б

Отклонение от забоя 560 м


 

Эксплуатационная колонна


 

Жесткий центратор-турбулизатор

0–100 (0–100)

100–400 (100–400)

400–1350 (400–1350)

2984–3250 (2984–3287)

20

30

50

30

6

10

19

10


 

Жестко-упругий центратор

1350–2984 (1350–2984)

3250–3470 (3287–3629)

100

50

16

7

Эластичный турбулизатор

1350–2984 (1350–2984)

3250–3470 (3287–3629)

100

50

16

7


 

1А, 1Б

Отклонение от забоя 1200 м


 

Эксплуатационная колонна


 

Жесткий центратор-турбулизатор

0–100 (0–100)

100–400 (100–500)

400–1350 (400–1350)

2038–2473 (2038–2501)

20

30

50

30

6

10

19

15


 

Жестко-упругий центратор

1350–2038 (1350–2038)

2473–3470 (2501–3842)

100

50

7

27

Эластичный турбулизатор

1350–2038 (1350–2038)

2473–3470 (2501–3842)

100

50

7

27


 

Р Газпром 2-3.2-363-2009

 

26

 

Продолжение таблицы Б.2


 

Вариант конструкции скважины


 

Наименование колонны


 

Вид центрирующего элемента

Интервал установки по вертикали (по стволу), м

Расстояние между центрирующими элементами, м

Количество центрирующих элементов, штук


 

2

Отклонение от забоя 1700 м


 

Эксплуатационная колонна


 

Жесткий центратор-турбулизатор

0–100 (0–100)

20

6

100–400 (100–400)

30

10

400–1350 (400–1371)

50

19


 

Жестко-упругий центратор

1350–2920 (1371–3144)

2920–3360 (3144–3768)

100

50

18

12


 

Эластичный турбулизатор

1350–2920 (1371–3144)

2920–3360 (3144–3768)

100

50

18

12

Примечания

1 В интервале 0–90 м центраторы на кондукторе не устанавливаются из-за высокого значения коэффициента кавернозности. 2 Чередуется установка жестко-упругих центраторов и эластичных турбулизаторов.

Библиография

[1] Р Газпром 2-3.2-276-2008. Технология бурения эксплуатационных скважин на ачимовские отложения Уренгойского ГКМ

[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 ООО «Гранула»

ТУ 5734-003-74364232-2006

Цемент тампонажный расширяющийся облегченный


 

[5] Технические условия ООО «Гранула»

ТУ 5734-007-74364232-2006

Цементы тампонажные расширяющиеся стабилизированные ЦТРС


 

[6] Технические условия ЗАО «Гранула»

ТУ 5712-010-80338612-2008

Микросферы Гранулайт (GRANULIGHT)


 

[7] Технические условия ООО «Гранула»

ТУ 5734-001-74364232-2006

Цементы тампонажные облегченные стабилизированные ЦТОС


 

[8] Технические условия ООО «Гранула»

ТУ 5743-002-74364232-2006

Добавка облегчающая комплексная (КОД-1)


 

[9] Технические условия

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

Реагенты для понижения фильтрации цементных растворов на основе гидроксиэтилцеллюлозы марок Натросол и сульфацелл


 

27

[10] Технические условия ООО «Гранула»

ТУ 5734-004-74364232-2005

Цементы тампонажные высокотемпературные ЦТТС, ЦТТРС


 

[11] Технические условия ОАО «Химпром»

ТУ 2439-347-05763441-2000

Нитрилотриметилфосфоновая кислота НТФ


 

[12] Технические условия ЗАО «Гранула»

ТУ 5717-008-80338612-2007

Смеси буферные порошкообразные СБП


 

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


 

[14] Федеральный закон от 3 июня 2006 г. № 74-ФЗ «Водный кодекс Российской Федерации»


 

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


 

[16] Правила пожарной безопасности ГосгорПравила пожарной безопасности в Россий-

технадзора России ППБ-01-03

ской Федерации


 

[17] Ведомственные правила пожарной безоПравила пожарной безопасности для пред-

пасности Минтопэнерго России ВППБ-01-04-98

приятий и организаций газовой промышленности


 

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

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


 

[19] Перечень ПДК и ОБУВ воздействия вредных веществ для воды рыбохозяйственных водоемов (утвержден Государственным комитетом Российской Федерации по рыболовству 26.04.99)


 


 

28


 

image


 

ОКС 75.020


 

Ключевые слова: тампонажный состав, буферная композиция, строительство скважин, ачимовские отложения, Уренгойское ГКМ, цементирование


 

image


 

29