Смазка резьбовых соединений - Р-402, либо другая специальная, в соответствии с табл. 15.3-15.5 "Инструкции …" [36].
Скорость спуска кондуктора - не более 1,0м/c.
Продолжительность промывки на забое - до выравнивания свойств бурового раствора с доведением его параметров до проектных (п.2.7.7.9 "Правил…"[4]).
Объем буферной жидкости (вода) - 8 м3.
В интервале 700-550 м – по вертикали (732-572 м – по стволу), размещается цементный раствор ПЦТ I-50 ГОСТ 1581-96 (либо ПЦТ II-50) при водоцементном отношении – 0,45-0,50. Последние 3 т цемента затворяются на 8% водном растворе хлористого кальция. Возможно вместо этого использовать цементы марок ПЦТН-50 и "Аркцемент".
В интервале 550-0м – по вертикали (572 м - по стволу). Размещается облегченный раствор из цемента марки ПЦТ III-Об4-50 ГОСТ 1581-96, расчетное водоцементное отношение – 0,55-0,60. Допускается приготовление облегченного тампонажного раствора в промысловых условиях при соблюдении требований ГОСТ 1581-96.
Продавочная жидкость – буровой раствор, либо техническая вода.
Эксплуатационная колонна (диаметр – 168 мм, глубина спуска - 2750м - по вертикали (2944м – по стволу), цементируется до уровня 550м – по вертикали (572м – по стволу).
Комплектуется из труб с резьбовыми соединениями типа БТС либо "Батресс".
Перед спуском колонны скважина шаблонируется спуском бурильного инструмента с КНБК № 14 (см. табл. 3.15), а при необходимости прорабатывается. Продолжительность промывки на забое – до выравнивания свойств бурового раствора (п. 2.7.7.9 "ПБ в НГП"). Параметры бурового раствора при промывках доводятся до проектных.
Низ колонны оборудуется башмаком типа БК.
Обратный клапан - типа ЦКОД.
Центраторы типа ЦЦ-2 устанавливаются через 10м в интервале нефтеносных горизонтов. При этом, как минимум два центратора должны быть ниже подошвы каждого продуктивного пласта и два выше кровли.
В интервале непосредственно выше башмака кондуктора устанавливаются через 10м два центратора типа ЦЦ-2.
Турбулизаторы устанавливаются через 5-6м в интервалах всех продуктивных пластов, включая участки минимум на 10м ниже подошвы и выше кровли объектов.
Места установки элементов технологической оснастки обсадной колонны уточняются геологической службой по результатам ГИС.
Допускается использование технологической оснастки колонн зарубежных фирм, при наличии разрешения органов Ростехнадзора.
Смазка резьбовых соединений - Р-402, либо другая специальная, в соответствии с табл. 15.3-15.5 "Инструкции …" [36].
Скорость спуска колонны до отметки 100 м выше кровли Фроловской свиты – не более 1,0 м/с, ниже - не более 0,4 м/c.
Промежуточные промывки производятся, начиная от кровли Ханты-Мансийской свиты, через каждые последующие 300 м спущенных обсадных труб, за исключением интервала Фроловской свиты (± 50). Продолжительность промывок - до выравнивания параметров бурового раствора с доведением их до проектных (п.2.7.7.9 "Правил…"[4]).
Цементирование производится в одну ступень по технологии одноступенчатого цементирования.
В интервал 2750-2280 м – по вертикали (2944-2415 м – по стволу) с целью повышения качества цементирования закачивается расширяющийся тампонажный материал (РТМ), который готовится путем сухого смешивания портландцемента ПЦТ I-G-СС-1 (ГОСТ 1581-96) и расширяющейся добавки ДР-100 в соотношении 70:30% в массовых долях. Основные параметры расширяющихся тампонажных растворов: водоцементное отношение (В/Ц) – 0,40-0,42, растекаемость – 180-220, плотность – 1,90-1,92 г/см3.
В случае цементирования без введения расширяющей добавки затворение цемента ПЦТ I-G производится на воде с добавкой химреагентов-стабилизаторов и пластификаторов.
В качестве стабилизаторов отечественного производства рекомендуется применять для чистого цемента – сульфацелл 160 - 0,2-0,25%, либо "Поликем-Д", либо ПВС-ТР до 1% (от массы цемента).
В качестве пластификатора отечественного производства – суперпластификатор С-3 – 0,15-0,20%, импортного CFR-3 – 0,2% фирмы "Халлибуртон".
При цементировании используется осреднительная емкость. Откачка раствора РТМ в скважину начинается после перемешивания его в осреднительной емкости не менее 15 минут.
При затворении тампонажного цемента необходимо производить постоянный контроль плотности тампонажных растворов в мерных бочках цементировочных агрегатов и в осреднительной емкости.
Рецептура тампонажных растворов подбирается и проверяется на соответствие ГОСТ 1581-96 в лаборатории.
В интервале 2280-550 м – по вертикали (2415-572 м – по стволу) размещается легкий тампонажный раствор приготовленный из смеси тампонажного портландцемента ПЦТ I-50 ГОСТ 1581-96 (72%) и алюмосиликатных полых микросфер типа АСПМ – 28% (г.Томск, г.Екатеринбург, г.Челябинск, г.Новочеркаск) по ТУ 21-22-37-94
Водосмесевое отношение – 0,65-0,80.
Плотность тампонажного раствора в атмосферных условиях – 1,24 г/см3, в скважинных условиях - не более 1,36 г/см3.
Легкий тампонажный раствор на основе микросфер готовится в соответствии с Инструкцией, разработанной ООО "КогалымНИПИнефть", 2004 г.
Готовый облегченный цемент с АСПМ может поставляться ООО НПП "Бентонит Урала" по ТУ 5734-034-00158758-2000 и соответствует ГОСТ 1581-96.
Для регулирования свойств легкого тампонажного раствора и камня следует применять следующие реагенты:
- ускорители сроков схватывания (CaCl2, NaCl, Na2CO3 и др.);
- замедлители сроков схватывания (НТФ, HR-5 и др.);
- понизители водоотдачи (сульфацелл (СЦ), ПВС-ТР, гивпан, ОЭЦ, ПЭО, КМЦ, тилоза, Hallad и др.);
- пластификаторы (С-3, КССБ, CFR-3 и др.);
- пеногасители (Пента, ТБФ, D-airи др.).
Свойства легкого тампонажного раствора регулируются и подбираются составом смеси и реагентами в лаборатории для конкретных партий материалов.
При подборе рецептур тампонажных растворов в лабораторных условиях следует выдержать условие – начало сроков схватывания легкого тампонажного материала на 2 часа позже расширяющегося тампонажного материала.
Допускается приготовление облегченного цементного раствора из цемента и глинопорошка (В/Ц – 0,9-1) в промысловых условиях при соблюдении требований ГОСТ 1581-96. Также допускается применение материала тампонажного облегченного МТО-100 производства ОАО "Сухоложскцемент" ТУ 5734-5753490-002-2001.
Буферная жидкость – 10 м3 – 2% водный раствор триполифосфата натрия либо 0,02% водного раствора НТФ с добавкой сульфонола в количестве 0,01%. Рекомендуется использовать составы буферных жидкостей фирмы "Халлибуртон"
Продавочная жидкость – буровой раствор либо вода.
Цементирование обсадной колонны осуществлять с использованием технологии аэрации тампонажных растворов.
Контроль процесса цементирования кондуктора и эксплуатационной колонны осуществляется с использованием станции СКЦ-2М. Плотность приготавливаемого раствора по каждой цементосмесительной машине и осреднительной емкости замеряется не реже, чем через каждые три минуты. Кроме того, за приготовлением цементного раствора и за характером циркуляции (входом бурового раствора на устье) организуется непрерывное наблюдение.
Для контроля качества тампонажного материала доставляемого на буровую рекомендуется измеритель активности цемента ИАЦ-04(03), выпускаемый ООО "Востокнефтемаш" г.Уфа. С помощью прибора можно экспресс-методом (за одну минуту) определить:
- активность (марку) портландцемента;
- его прогнозируемую прочность на изгиб и сжатие в зависимости от водоцементно-го отношения.
С целью обеспечения наиболее полного вытеснения промывочной жидкости тампонажным раствором необходимо обеспечить скорость восходящего потока не менее 1 м/с.
В таблице 9.7 и на рис. 9.3 показано заполнение затрубного пространства при креплении обсадных колонн.
Гидравлическая программа цементирования эксплуатационной колонны, рассчитанная, исходя из этих условий, приведена в таблицах 9.10 и на рис. 9.4, 9.5,9.6. Схемы обвязки тампонажной техники приведены в приложении 18.
Хвостовик – диаметр 114 мм, интервал установки принят для проекта на 70м выше башмака эксплуатационной колонны по длине ствола до проектной отметки (3663 м – по стволу) – не цементируется. Верх хвостовика оборудуется подвеской хвостовика нецементируемой ПХН 114/168. Глубина установки ПХН от башмака эксплуатационной колонны для каждой конкретной скважины выбирается для интервала с наименьшей интенсивностью искривления ствола скважины.
Хвостовик комплектуется из труб с резьбовыми соединениями типа ОТТМ, либо БТС, либо "Батресс".
Низ оборудуется башмаком БК-114.1.
Обратный клапан – ПХЦ1.114/168.080.
В интервале продуктивного пласта в составе хвостовика устанавливаются фильтровые секции типа ФС, количество и место установки которых определяются технологической службой Заказчика по результатам заключительного каротажа.
В связи с низкой проницаемостью продуктивного пласта, в проекте принята установка фильтровых секций по всей продуктивной части горизонтального участка.
Центраторы типа ПЦ2А либо ЦПЖ устанавливаются по одному ниже и выше каждой секции ФС, два – в интервале эксплуатационной колонны через 10 м.
Хвостовик спускается на бурильных трубах. Скорость его спуска до глубины 2600 м – по вертикали (2756м – по стволу) - не более 1,0 м/с, до глубины 2750 м - по вертикали (2944 м – по стволу) - не более 0,5 м/с, далее – не более 0,2 м/с.
Через каждые 500м спущенных труб производить долив бурильной колонны.
По окончании спуска хвостовик подвешивается в эксплуатационной колонне с помощью ПХН 114/168.
До подвески колонны-хвостовика на устройство подвески и герметизации произвести закачку пачки нефти (в качестве блокирующей пачки, сохраняющей коллекторские свойства пласта) в интервал горизонтального участка.
Затем хвостовик подвешивается в эксплуатационной колонне, бурильные трубы отсоединяются и производится замена бурового раствора на солевой раствор хлористого калия.