Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин рд 39-00147001-767-2000

Скачать 2.94 Mb.

Название	Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин рд 39-00147001-767-2000
страница	9/25
Тип	Инструкция

rykovodstvo.ru > Инструкция по эксплуатации > Инструкция

1 ... 5 6 7 8 9 10 11 12 ... 25

Расчет размеров наддолотного участка УБТ для КНБК турбинного бурения
Расчет диаметра наддолотного участка КНБК осуществляется по (5)-(7) в зависимости от конструктивных особенностей обсадной колонны.

Если применяемый диаметр турбобура окажется меньше d_УБТ, рассчитанного по (5)-(7), то над долотом необходимо установить УБТ достаточного диаметра и длины по (8).

Если диаметр корпуса турбобура достаточен для обеспечения проходимости обсадной колонны, то установка УБТ над долотом необязательна.

Если формирование ствола скважины производилось одной из указанных в табл. П1.2 КНБК, то подготовка ствола к спуску обсадной колонны может осуществляться двумя-тремя нижними секциями.

Состав комплектов КНБК, устойчивых против искривления при роторном бурении.
Таблица П1.2

Номер комплекта КНБК	Допустимая расчетная осевая нагрузка, тс	Число секций УБТ длиной по 24 м каждая при диаметре d_УБТ
Номер комплекта КНБК	Допустимая расчетная осевая нагрузка, тс	299	273	254	229	203	178	146	133
КНБК(1)	до 4,4							1	1,5
КНБК(2)	до 8,1						1	1	2
КНБК(3)	до 12,5					1	1	3
КНБК(4)	до 18,1				1	1	1	3
КНБК(5)	до 23,6			1	1	1	3
КНБК(6)	до 29,8		1	1	1	3
КНБК(7)	до 41,2	1	1	1	1	3,5

Пример расчета

Исходные данные:

Диаметр ствола скважины D_дол = 0,2953 м;

Диаметр обсадной колонны d_н = 0,2445 м;

Компоновка колонны бурильных труб при бурении под обсадную колонну d_н = 0,2445 м:

Долото D_дол = 0,2953 м;

УБТС d_нУБТ = 0,229 м длиной 25 м;

УБТС d_нУБТ = 0,203 м длиной 10 м;

УБТС d_нУБТ = 0,178 м длиной 165 м;

ТБВК d_БТ = 0,127 м длиной 2300 м.

Глубина спуска обсадной колонны l = 2500 м; группа прочности стали обсадной колонны - Р110, толщина стенки - 11,99 (d_в = 0,2205 м), _т = 770 МПа, вес единицы длины m = 69,94 кг, диаметр муфты d_м = 0,2699 м.

Скважина заполнена буровым раствором плотностью  = 2000 кг/м³.

Интенсивность искривления ствола скважины i = 2,05°/10 м.

Средний зенитный угол в интервале искривления ствола скважины  = 30°.

Проверка выполнения условий:

а) условие, вытекающее из формул (3) и (6)

, условие выполнено

б) условие, вытекающее из формулы (9)

, условие выполнено

в) условие, вытекающее из формулы (8)

, условие выполнено

Расчет допустимой интенсивности искривления скважины из условий формулы (11)

Модуль упругости E = 2,06 · 10⁸ кН/м²

м⁴.

Жесткость обсадной колонны

EI = 2,06 · 10⁸ · 6,082 · 10^-5 = 12530 кН·м²

Вес одного погонного метра обсадной трубы в буровом растворе

m_p = (m – V_т · ) ·9,81 ·10^-3

m = [69,94 - 0,785 (0,2445² – 0,2205²) · 2000] · 9,8 · 10^-3 = 0,51 кН

₁ - допустимый по формуле (11), где cos 30° = 0,866 и sin 30° = 0,5

,

что больше фактической интенсивности искривления (2,05°/10 м)

₂ - допустимый по формуле (12)

,

что значительно выше фактической интенсивности.
Вывод

В ствол скважины с параметрами, указанными в исходной информации, обсадная колонна с d_н = 0,2445 м может быть беспрепятственно допущена до забоя без нарушения целостности.

Приложение 2
ПРОЧНОСТНОЙ РАСЧЕТ НЕЦЕМЕНТИРУЕМОЙ ВЕРХНЕЙ ЧАСТИ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ
1. При проектировании конструкции скважины прочностной расчет предусматривает определение допустимой длины нецементируемой части обсадной колонны L, м, из условия предотвращения нарушения труб при полной разгрузке колонны на цементное кольцо в процессе оборудования устья колонной головкой.

1.1. В общем случае проверочный расчет осуществляется по следующей зависимости

, (1)

где L - допустимая длина нецементируемой части колонны, м;

_т - предел текучести материала труб, кгс/см²;

k - коэффициент запаса прочности;

q - масса 1 п.м. труб, кг/м;

F - площадь сечения тела трубы, см²;

D, d_н - соответственно диаметр ствола скважины и наружный диаметр труб на рассматриваемом участке (сечении), см;

W - осевой момент сопротивления труб в рассматриваемом сечении, см³

,

здесь d_в - внутренний диаметр труб в рассматриваемом сечении, см.

1.2. Порядок проверочного расчета при проектировании

1.2.1. По длине участка L, принятой из условия п. 2.9 Инструкции, из расчетной компоновки колонны определить длину секций с одинаковой толщиной и маркой стали.

1.2.2. Для каждого сечения нижних труб секции колонны произвести расчет снизу вверх или наоборот по формуле

, (2)

где L_i - длина колонны от устья до рассматриваемого сечения;

_т_i, F_i, D_i, W_i - соответственно предел текучести материала труб, площадь сечения тела труб, диаметр скважины, осевой момент сопротивления труб в рассматриваемом сечении;

q_i - средневзвешенная по длине масса труб на участке L_i.

1.2.3. При удовлетворении неравенства (2) расчет закончен.

1.2.4. При неудовлетворении (2) принять решение об упрочнении колонны или уменьшении величины L с перерасчетом.

2. Перед оборудованием устья скважины необходимо:

2.1. По данным геофизических исследований определить длину свободной от цемента части колонны и диаметры незацементированного ствола скважины. Выбрать необходимую информацию из фактической компоновки обсадной колонны.

2.2. Произвести расчет снизу вверх или наоборот по формуле

, (3)

здесь G - масса колонны от устья до рассматриваемого сечения.

2.3. При удовлетворении (3) колонна может быть разгружена полностью.

2.4. При неудовлетворении (3):

2.4.1. Принимается решение о невозможности разгрузки обсадной колонны.

2.4.2. По решению руководства буровой организации может быть проведено уточнение глубины возможного защемления колонны выше «головы» цементного кольца известными методами (например, магнитным локатором) и выполнен дополнительный расчет.

Примечания: 1. Величина k в формуле (1) принимается равной 1,25.

2. Значения q_i принимаются без учета облегчения труб в буровом растворе.

3. В расчетных зависимостях не учитывается частичное зависание колонны за счет трения и пространственного искривления при изгибе за счет разгрузки.

4. На основании п.п. 2 и 3 настоящего примечания в формулу (3) вносится k = 1,10-1,15.

Приложение 3
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ВЫБОРУ ТАМПОНАЖНЫХ МАТЕРИАЛОВ И РАСТВОРОВ
1. Выбор тампонажных материалов

Исходная геолого-техническая информация (ИГТИ) формируется с указанием глубин по вертикали и по длине колонны.

1.1. Глубина спуска обсадной колонны.

1.2. Общий интервал цементирования.

1.3. Глубина установки устройства ступенчатого цементирования (по п. 2.13 Инструкции).

1.4. Интервал установки потайной колонны.

1.5. Интервалы установки секций при спуске колонны секциями (по п. 2.12 Инструкции).

1.6. Геостатическая температура горных пород:

- на глубине установки башмака колонны;

- на глубине 3,2 м (нейтрального слоя, кроме ММП, см. разд. 14);

- на глубине устройства ступенчатого цементирования;

- на стыке секций;

- на «голове» потайной колонны.

1.7. Интервалы залегания пород с наличием:

- галита;

- бишофита;

- сульфатов;

- минерализованной среды с указанием степени минерализации;

- сероводорода и углекислоты с указанием содержания во флюиде в % объемных.

1.8. Плотность бурового раствора.

1.9. Давления гидроразрыва пород по глубинам в интервале цементирования открытого ствола скважины.
Порядок выбора типа тампонажного материала (композиций)
1.10. Выбор типов тампонажных материалов или композиций (ниже - цемента) осуществляется отдельно для ступеней или секций колонны.

1.11. С учетом требований по п. 5.8 Инструкции выбирается из табл. П3.1 и П3.4 один или несколько типов цемента по термостойкости.

Примечание. В табл. П3.4. представлены рекомендуемые композиции для условий сероводородной и углекислотной агрессии.
1.12. Проверяется пригодность цемента (ов) по п. 1.11 для вышележащего интервала.

В случае необходимости для этого интервала применяется другой тип (ы) цемента из табл. П3.1 и П3.4 по термостойкости и с дополнительной разбивкой на подинтервалы.

1.13. Из выбранных по п.п. 1.11 и 1.12 типов цемента исключают цементы, не удовлетворяющие стойкости к агрессии горных пород в соответствии с табл. П3.2 в интервале, где размещается цемент по окончании процесса цементирования.

1.14. После процедуры по п. 1.13 для каждого интервала принимается один тип цемента с учетом диапазона плотностей по табл. П3.2, П3.3, П3.4 и выполнения в любой точке интервала цементирования неравенства

Р_гс  0,95 Р_гп, (1)

где Р_гс - гидростатическое давление составного столба «тампонажный раствор (ы) - буровой раствор»; в первом приближении буферная жидкость не учитывается;

Р_гп - давление гидроразрыва пласта; при бурении в условиях поглощений в качестве Р_гп принимается давление начала поглощения.

1.15. Плотности тампонажных растворов по интервалам должны быть убывающими по высоте и одинаковыми для данного типа цемента.

Плотность раствора в верхнем интервале должна, как правило, удовлетворять условию

_цр  _бр + 20, (2)

где _цр - плотность тампонажного раствора, кг/м³;

_бр - плотность бурового раствора при последнем долблении при бурении скважины, кг/м³.

Допускается соотношение _цр  _бр + 10 для случаев _бр  2000 кг/м³.
Таблица П3.1

Наименование цемента	Обозначение	Стандарт, ТУ	Изготовитель
1	2	3	4
1. Портландцемент тампонажный бездобавочный для темп. 15-50 °С	ПЦТ I-50	ГОСТ 1581-96	Цементные заводы России
2. Портландцемент тампонажный с минеральными добавками для темп. 15-50 °С	ПЦТ II-50	ГОСТ 1581-96	Цементные заводы России
3. Портландцемент тампонажный бездобавочный для темп. 50-100 °С	ПЦТ I-100	ГОСТ 1581-96	Цементные заводы России
4. Портландцемент тампонажный с минеральными добавками для темп. 50-100 °С	ПЦТ II-100	ГОСТ 1581-96	Цементные заводы России
5. Портландцемент тампонажный песчанистый для темп. 20-150 °С	ПЦТ II-150	ТУ 39-00147-001-170-97	ОАО НПО «Бурение» ОАО Ильский з-д «Утяжелитель»
6. Портландцемент тампонажный облегченный для темп. 20-50 °С	ПЦТ III-Об (4-6)-50	ГОСТ 1581-96	Цементные заводы России
7. Портландцемент тампонажный облегченный для темп. 50-100 °С	ПЦТ III-Об (4-6)-100	ГОСТ 1581-96	Цементные заводы России
8. Портландцемент тампонажный утяжеленный для темп. 25-50 °С	ПЦТ-III-Ут (0-3)-50	ГОСТ 1581-96	Цементные заводы России
9. Портландцемент тампонажный утяжеленный для темп. 50-100 °С	ПЦТ-III-Ут (0-3)-100	ГОСТ 1581-96	Цементные заводы России
10. Цемент тампонажный термостойкий для темп. 80-160 °С	ЦТТ-160	ТУ 39-00147-001-170-97	ОАО НПО «Бурение» ОАО Ильский з-д «Утяжелитель»
11. Цемент тампонажный термосолестойкий для темп. 160-250 °С	ЦТТ-250	ТУ 39-00147-001-170-97
12. Цемент тампонажный термосолестойкий утяжеленный для темп. 80-160 °С	ЦТТУ-1,2-160	ТУ 39-00147-001-170-97
13. Цемент тампонажный термосолестойкий утяжеленный для темп. 160-250 °С	ЦТТУ-1,2-250	ТУ 39-00147-001-170-97

Таблица П3.2

Входная информация				Обозначение и порядковый № цемента по таблице П3.1
				ПЦТ-I-50	ПЦТ-II-50	ПЦТ-I-100	ПЦТ-II-100	ПЦТ-II-150	ПЦТ-III-Об(4-6)-50
				1	2	3	4	5	6
1. Рекомендуемая температурная область применения, °С		(-2)-20
		20-50		+	+				+
		50-100				+	+	+
		100-160						+
		160-250
2. Расчетная плотность тампонажного раствора, кг/м³				1900-1880	1850-1830	1900-1880	1850-1930	1890-1820	1400-1600
3. Рекомендуемое водоцементное отношение				0,44-0,45	0,48-0,50	0,44-0,46	0,48-0,50	0,40-0,45	0,75-1,20
4. Плотность сухого цемента, кг/м³				3150	3120	3150	3120	2880-2950	2700-2900
5. Отложения в интервале цементирования
Галит				+	+	+	+	+	+
Бишофит				-	-	-	-	-	-
Сульфаты				+	+	+	+	+	+
Минеральная среда с минерализацией до 40 г/л				+	+	+	+	+	-
Содержание сероводорода в пределах 6-25% по объему				-	-	-	-	+	-
6. Вид флюида	Пресная вода			+	+	+	+	+	+
	Нефть			+	+	+	+	+	-
	Газ			+	+	+	+	+	-
	Газоконденсат			+	+	+	+	+	-
7. Массовая доля реагентов в % в пересчете на сухое вещество от массы цемента	Замедлители схватывания		ЛСТ			0,1-0,5	0,1-0,5	0,1-0,5
			КМЦ			0,1-0,8	0,1-0,8	0,1-0,8
			Гипан			0,1-0,8	0,1-0,8	0,1-0,8
			НТФ			0,05-0,2	0,05-0,2	0,05-0,2
	Ускорители схват.		CaCl₂	1-3	-	-	-	-	1-3
			NaCl	1-3	-	-	-	-	1-3
			Na₂CO₃	1-3	-	-	-	-	1-3
	Стабилизаторы		КМЦ	0,3-2,0	0,3-2,0	0,3-2,0	0,3-2,0	0,3-2,0	0,3-2,0
			Гипан	0,3-2,0	0,3-2,0	0,3-2,0	0,3-2,0	0,3-2,0	0,3-2,0
			ПВС-ТР	0,25-0,6	0,25-0,6	0,25-0,6	0,25-0,6	0,25-0,6	0,25-0,6

Продолжение таблицы П3.2

Входная информация				Обозначение и порядковый № цемента по таблице П3.1
				ПЦТ-III-Об (4-6)-100	ПЦТ-III-Ут (0-3)-50	ПЦТ-III-Ут (0-3)-100	ЦТТ-160	ЦТТ-250	ЦТТ У-1,2-160	ЦТТ У-1,2-250
				7	8	9	10	11	12	13
1. Рекомендуемая температурная область применения, °С		(-2)-20
		20-50			+
		50-100		+		+
		100-160					+		+
		160-250						+		+
2. Расчетная плотность тампонажного раствора, кг/м³				1400-1600	2000-2300	2000-2300	1890-1820	1890-1820	2250-2080	2250-2080
3. Рекомендуемое водоцементное отношение				0,75-1,20	0,30-0,40	0,30-0,40	0,40-0,45	0,40-0,45	0,30-0,36	0,30-0,36
4. Плотность сухого цемента, кг/м³				2700-2900	3400-3800	3400-3800	2880-2940	2880-2940	3400-3600	3400-3600
5. Отложения в интервале цементирования
Галит				+	+	+	+	+	+	+
Бишофит				-	-	-	+	+	-	-
Сульфаты				+	+	+	+	+	+	+
Минеральная среда с минерализацией до 40 г/л				-	+	+	+	+	+	+
Содержание сероводорода в пределах 6-25% по объему				-	-	-	+	+	-	-
6. Вид флюида	Пресная вода			+	+	+	+	+	+	+
	Нефть			+	+	+	+	+	+	+
	Газ			+	+	+	+	+	+	+
	Газоконденсат			+	+	+	+	+	+	+
7. Массовая доля реагентов в % в пересчете на сухое вещество от массы цемента	Замедлители схватывания		ЛСТ	0,1-0,5	-	0,1-0,5	0,1-0,5	0,1-0,5	0,1-0,5	0,1-0,5
			КМЦ	0,1-0,8	-	0,1-0,8	0,1-0,8	0,1-0,8	0,1-0,8	0,1-0,8
			Гипан	0,1-0,8	-	0,1-0,8	0,1-0,8	0,1-0,8	0,1-6,8	0,1-0,8
			НТФ	0,1-0,3	-	0,1-0,3	0,1-0,5	0,1-0,5	0,1-0,5	0,1-0,3
	Ускорители схват.		CaCl₂	-	1-3	-	-	-	-	-
			NaCl	-	1-3	-	-	-	-	-
			Na₂CO₃	-	1-3	-	-	-	-	-
	Стабилизаторы		КМЦ	0,3-2,0	0,3-2,0	0,3-2,0	0,3-2,0	0,3-2,0	0,3-2,0	0,3-2,0
			Гипан	0,3-2,0	0,3-2,0	0,3-2,0	0,3-2,0	0,3-2,0	0,3-2,0	0,3-2,0
			ПВС-ТР	0,25-0,6	0,25-0,6	0,25-0,6	0,25-0,6	0,25-0,6	0,25-0,6	0,25-0,6

Примечания: 1. Знак + - рекомендуемая область применения.

2. Отложения бишофита цементируются специальными составами на основе каустического магнезита или хлорида магния, затворенными насыщенными растворами бишофита или хлорида магния.

3. При температуре от -2 до +20 °С должны применяться специальные тампонажные вяжущие материалы для низких положительных и отрицательных температур. Как исключение, допускается к применению тампонажный портландцемент ПЦТ 1-50 с добавкой 2-6% хлорида кальция.
Таблица П3.3

Температурная область применения, °С	От -2 до +20			От 20 до 50			От 50 до 100			От 100 до 160			От 160 до 250
Степень коррозион. агрессии	отсутствие агрессии	умеренная агрессия*	повышенная агрессия*	отсутствие агрессии	умеренная агрессия	повышенная агрессия	отсутствие агрессии	умеренная агрессия	повышенная агрессия	отсутствие агрессии	умеренная агрессия	повышенная агрессия	отсутствие агрессии	умеренная агрессия	повышенная агрессия
Вид тампонажного раствора	отсутствие агрессии	умеренная агрессия*	повышенная агрессия*	отсутствие агрессии	умеренная агрессия	повышенная агрессия	отсутствие агрессии	умеренная агрессия	повышенная агрессия	отсутствие агрессии	умеренная агрессия	повышенная агрессия	отсутствие агрессии	умеренная агрессия	повышенная агрессия
Нормальной плотности	1,2	1,2	+	1,2	1,2	5	3,4	3,4	5	10	10	10	11	11	11
Облегченные	6	6	—	6	6	—	7	7	—	—	+	+	+	+	—
Утяжеленные	+	+	—	8	8	+	9	9	+	12	12	12	13	13	+

Условные обозначения:

* - умеренная агрессия - отложения галита, минерализация пластовых вод до 40 г/л;

повышенная агрессия - отложения бишофита, содержание сероводорода более 6%, высокомагнезиальные пластовые воды;

— - прочерк обозначает отсутствие цемента для этих условий;

+ - для этих условий необходима индивидуальная разработка тампонажных систем на основе стандартных цементов;

цифры 1-13 - номера цементов по табл. П3.1.
Таблица П3.4

Состав смеси, в.ч. %	Водоцементное отношение	Плотность раствора, кг/м³	Температурная область применения, °С
ПЦТ I - 50-60 песок молотый - 50-40	0,38-0,42	1900-1850	50-160
ПЦТ I - 45 песок молотый - 30 барит - 25	0,37-0,40	2000-1950	50-160
ПЦТ I - 40 песок молотый - 25 барит - 35	0,35-0,38	2050-2000	50-160
ПЦТ I - 30 песок молотый - 20 барит - 50	0,30-0,35	2200-2100	50-160
ЦТТ-160 - 80 зола уноса - 20	0,38-0,42	1880-1820	60-160
ШПЦС-120 - 80 зола уноса - 20	0,38-0,42	1880-1820	60-160
шлак - 54 песок молотый - 36 ПЦТ I -10	0,40-0,45	1850-1800	80-160

1 ... 5 6 7 8 9 10 11 12 ... 25

	Курса Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. Методы увеличения производительности скважин. Исследования скважин. Сбор и подготовка нефти...		Дипломного проекта по дисциплине «Заканчивание скважин» «Бурение нефтяных и газовых скважин» очной, заочной и заочносокращенной форм обучения
	Методические рекомендации По организации внеаудиторной самостоятельной... «Информатика» разработаны в соответствии с Федеральными государственными образовательными стандартами среднего профессионального...		Инструкция по заполнению формы федерального государственного статистического... Утвердить по согласованию с Минтопэнерго России прилагаемые инструкции по заполнению форм федерального государственного статистического...
	Инструкция по заполнению формы федерального государственного статистического... Утвердить по согласованию с Минтопэнерго России прилагаемые инструкции по заполнению форм федерального государственного статистического...		Методическое указаниЕ «Нетрадиционные технологии ремонта скважин», часть 1 – Кислотная обработка скважин с помощью технологий гибких труб для студентов...
	Программа: Строительство нефтяных и газовых скважин в сложных горно-геологических... Программа: Строительство нефтяных и газовых скважин в сложных горно-геологических условиях		1. Являются ли обязательными для исполнения "Правила безопасности... Б аттестация руководителей и специалистов организаций, осуществляющих разработку нефтяных и газовых месторождений
	Профессиональный стандарт Технологический контроль и управление процессом бурения нефтяных и газовых скважин		Профессиональный стандарт Технологический контроль и управление процессом бурения нефтяных и газовых скважин
	Профессиональный стандарт Технологический контроль и управление процессом бурения нефтяных и газовых скважин		Техническая инструкция по проведению геолого-технологических исследований... Разработан коллективом авторов в составе: Лукьянов Э. Е. Акимов Н. В., Антропов В. Ф., Кожевников С. В., Муравьев П. П., Нестерова...
	Программа «Строительство нефтяных и газовых скважин в сложных горно-геологических... Буровые предприятия России решают проблему улучшения технико-экономических показателей буровых работ за счет оптимизации технологии...		«Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтепроявлениях... Учебный курс предназначен для обучения специалистов по теме «Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтепроявлениях с правом...
	Институт химии нефти Нетрол в качестве реагента для кислотных обработок призабойных зон нефтяных и газовых скважин		Условия эффективной эксплуатации пхг при двухфазном режиме работы эксплуатационных скважин Специальность 25. 00. 17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин рд 39-00147001-767-2000

Похожие: