ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧЕРЕЖДНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ (ТюмГНГУ) ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА (ИНиГ) УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ к выполнению курсового и раздела дипломного проекта по дисциплине «Заканчивание скважин» для студентов специальности 130504 «Бурение нефтяных и газовых скважин» очной, заочной и заочносокращенной форм обучения Тюмень - 2005 В учебном пособии изложены требования к составлению курсового и дипломного проектов по курсу «Заканчивание скважин», принципы выбора конструкции скважин, расчета обсадных колонн, выбор тампонажного материала для определенных геологических условий строительства скважин, определения технологических параметров процесса цементирования, скорости спуска обсадных колонн и др., необходимых для составления плана заключительных работ при строительстве скважин. Допущено Учебно-методическим объединением ВУЗов Российской федерации по нефтегазовому образованию в качестве учебного пособия для подготовки бакалавров и магистров по направлению 553600 «Нефтегазовое дело» и для подготовки дипломированных специалистов по специальностям 130504 «Бурение нефтяных и газовых скважин» и 130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» направления 130500 «Нефтегазовое дело». Составители: д-р. техн. наук, профессор Овчинников В.П. д-р. техн. наук Фролов А.А. канд. техн. наук, доцент Овчинников П.В. канд. техн. наук, доцент Аксенова Н.А. ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ, 2005 2 СОДЕРЖАНИЕ 1 1.1 2 2.1 2.2 2.3 2.3.1 2.3.2 2.3.3 2.4 2.5 2.6 3 3.1 3.2 3.2.1 3.2.2 3.2.3 3.2.4 3.2.5 3.2.6 3.2.7 3.3 3.3.1 3.3.2 3.3.3 3.3.4 3.4 3.5 3.6 ВВЕДЕНИЕ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . УКАЗАНИЯ ПО ВЫПОЛНЕНИЮ КУРСОВОГО ПРОЕКТА . . Состав пояснительной записки . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ПРОЕКТИРОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ И РАСЧЕТ ОБСАДНЫХ КОЛОНН НА ПРОЧНОСТЬ . . . . . . . . . . . . . . Обоснование и проектирование конструкции скважины. . . . . . . . . . Обоснование оборудования устья скважины. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Расчет обсадных колонн на прочность. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Выбор равнопрочной конструкции обсадной колонны . . . . . . . . . . . Особенности расчета обсадных колонн для наклонно направленных скважин . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Особенности расчета обсадных колонн для горизонтальных скважин . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Расчет усилия натяжения обсадных колонн . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Обоснование состава технологической оснастки, и размещение ее элементов на обсадной колонне . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Спуск обсадных колонн . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ СКВАЖИН . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Обоснование способа цементирования и расчета параметров процесса цементирования . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Выбор материалов для цементирования скважин . . . . . . . . . . . . . . . . Классификация тампонажных материалов по ГОСТ 1581-96 . . . . . . Тампонажные материалы и химреагенты согласно классификации АР1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Стандарты для тампонажных цементов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Тампонажные материалы и добавки для цементирования скважин. . Выбор жидкости затворения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Выбор буферной жидкости . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Обоснование необходимой плотности тампонажного раствора . . . . Расчет технико-технологических параметров процесса цементирования . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Определение потребного объема материалов для приготовления тампонажного раствора . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Определение необходимого объема продавочной жидкости . . . . . . Выбор оборудования для цементирования скважин . . . . . . . . . . . . . . Обоснование режимно-технологических параметров процесса цементирования . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Обоснование способа контроля качества цементирования . . . . . . . . Выбор способа освоения скважины, организация процесса освоения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Вопросы охраны труда, окружающей среды и техники безопасности . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 6 8 8 10 10 21 22 23 34 38 38 41 66 68 68 69 70 72 75 76 95 95 96 103 104 106 106 115 121 122 122 4 4.1 4.2 4.3 4.4 4.5 4.6 5 1 2 3 4 5 ПРОГРАММА РАСЧЕТА ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ПРОЦЕССА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ НА ПЭВМ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Алгоритм программы расчета технико-технологических параметров процесса цементирования на ПЭВМ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Задание разреза и параметров скважины . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Задание жидкостей используемых при цементировании . . . . . . . . . . Гидравлический расчет . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Показатели качества цементирования . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Отчет по результатам . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ТРЕБОВАНИЯ К ОФОРМЛЕНИЮ КУРСОВОГО ПРОЕКТА . Список рекомендуемой литературы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ПРИЛОЖЕНИЯ Образцы выполнения работы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Прочностные и весовые характеристики труб отечественного производства. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Прочностные характеристики импортных обсадных труб (по стандартам АНИ). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Характеристика реагентов для регулирования свойств тампонажных растворов. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Перевод единиц системы си в единицы МКГСС. . . . . . . . . . . . . . . . . 4 123 123 124 127 130 134 135 140 141 144 149 179 196 204 ОСНОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ ВЕЛИЧИН, ПРИНЯТЫЕ В ФОРМУЛАХ Определения Расстояние от устья скважин до, м: - башмака эксплуатационной колонны - башмака предыдущей колонны - уровня цементного раствора - уровня жидкости в колонне - середины рассматриваемого продуктивного или пласта с АВПД - верхнего конца i-й секции обсадной колонны - рассчитываемого сечения Длина i-й секции обсадной колонны, м Удельный вес, Н/м3: - газа по воздуху (относительный) - испытательной жидкости - бурового раствора за обсадной колонной - цементного раствора за колонной - жидкости в обсадной колонне - гидростатического столба воды Плотность, г/см3 - плотность поровой жидкости - плотность промывочной жидкости Давление, МПа: - по окончании эксплуатации - гидравлического разрыва пластов на глубине z - внутреннее на глубине Z - внутреннее на устье - наружное на глубине Z - внутреннее избыточное на глубине Z - наружное избыточное на глубине Z - критическое наружное, при котором напряжения в теле трубы достигают предела текучести - критическое внутреннее, при котором напряжения в теле трубы достигают предела текучести - пластовое на глубине Z - давление устойчивости горных пород - пластовое на глубине L - опрессовки Вес, кН: - одного погонного метра колонны i-ой секции - i-й секции - подобранных секций (общий) Страгивающая нагрузка, кН Допустимая осевая нагрузка, кН Коэффициенты: - сжимаемости газа - запаса прочности на наружное избыточное давление - запаса прочности на внутреннее избыточное давление - запаса прочности на растяжение - коэффициент резерва 5 Обозначение L Lо h H Si Li Z Li ж р ц в гс ρпор ж ρпж Pmin PгрZ РZ Pву Pнz Рвиz Pниz Pкр Pт Pплz Руст Pпл L Pоп gi Qi Q Pcт [P] m n1 n2 n3 kр ВВЕДЕНИЕ Основной целью строительства разведочных и эксплуатационных скважин является выявление нефтегазонасыщенных пластов, обеспечение притока пластовой жидкости и транспортировка последнего на устье скважины. Весь цикл строительства скважин можно условно подразделить на проводку (бурение) и заканчивание. Под заканчиванием скважины понимают комплекс проводимых работ по вскрытию продуктивных горизонтов, их опробованию и испытанию, а также разобщению нефтенасыщенных пород от выше и нижележащих. Заканчивание скважин можно разделить на следующие операции: - вскрытие продуктивных пластов; - крепление скважины и разобщение пластов; - освоение скважины; - опробование и испытание скважины; - ремонтно-изоляционные работы; - ликвидация и консервация скважины. Под вскрытием продуктивных пластов понимают комплекс работ проводимых в скважине при разбуривании перспективных в отношении нефтегазосодержания горизонтов. Основная задача, решаемая при вскрытии продуктивных пластов - это максимальное сохранение коллекторских свойств пласта. Перед вскрытием продуктивных горизонтов инженер-технолог, как правило, решает следующие вопросы - обосновывает выбор конструкции скважины, метода вскрытия, выявляет наиболее оптимальную рецептуру промывочной жидкости и т. д. Крепление скважин это наиболее ответственная операция как по технике своего осуществления, так и по значимости. От успешности ее выполнения зависит конечная цель бурения. Она оказывает решающее влияние на долговечность работы скважины, на успешность заканчивания и освоения, на охрану недр и т. д. крепление скважины тесным образом связана с разобщением продуктивных пластов. Основными задачами крепления скважин является создание надежного канала связи пласт-устье скважины и обеспечение надежной 6 изоляции нефтяных, газовых и водоносных пластов, в том числе и с точки зрения охраны окружающей среды. Для решения этих вопросов необходимо рассмотреть большой комплекс вопросов, связанных: с расчетом на прочность обсадных труб и колонн при различном сочетании нагрузок; выбором тампонажных материалов и подбором их рецептур; изучением конкретных гидрогеологических условий, способствующих или препятствующих качественному разобщению пластов; изучением особенностей крепления газовых скважин и т. д. Основной задачей при освоении скважины является обеспечение притока пластового флюида в скважину. Эффективность этого вида работ зависит от правильно выбранной величины репрессии на пласт при бурении скважины и депрессии при освоении свойств жидкости, находящейся в скважине и многих других факторов. Метод вызова притока выбирают исходя из геологических и технологических условий эксплуатации залежи с учетом индивидуальных особенностей каждой скважины. В последнее время большое значение в цикле строительства скважин на нефть и газ приобрели работы, связанные с испытаниями пластов. Получение необходимых сведений о пласте позволяет корректировать задачи, решаемые с помощью данной скважины, дать предварительную оценку продуктивным горизонтам, оценить коллекторские свойства пласта и определить прогнозные запасы той или иной залежи. Курсовой проект по «Заканчиванию скважин » выполняется после изучения студентами основных курсов по профилю будущей специальности и прохождения преддипломной практики, на которой собирается промысловый материал для разработки проекта. Цель курсового проектирования –закрепление студентами теоретических и практических знаний, приобретенных в процессе обучения, и применение их для решения конкретных задач, связанных с заканчиванием скважин. При выполнении курсового и дипломного проектов следует ориентироваться на использование наиболее современной техники, технологических приемов и методов организации операций; необходимо использовать учебники, 7 справочники, каталоги оборудования, монографии, статьи из технических журналов, трудов НИИ, сборников институтов, а также ведомственные инструкции. Курсовой и дипломный проекты не всегда должны совпадать с типовыми проектами, выполненными для буровых предприятий научно- исследовательскими и проектными институтами (НИПИ). При этом целесообразно отметить отличительные особенности разрабатываемого проекта от типового. Поощряется выполнение отдельных расчетов по авторским программам для ПЭВМ. При выполнении дипломного проекта перечисленные выше пункты входят во второй раздел «Техническая часть» пояснительной записки. Поэтому целесообразно разрабатывать курсовой и дипломный проект по одной теме. 1 УКАЗАНИЯ ПО ВЫПОЛНЕНИЮ КУРСОВОГО ПРОЕКТА 1.1 Состав пояснительной записки - Титульный лист. Образец выполнения титульного листа (приложение 1.1). - Задание (приложение 1.2). Задание на курсовое проектирование выдается студенту руководителем перед отъездом на преддипломную практику и является основанием для сбора материала. - Содержание (выполняется аналогично содержанию данного учебного пособия). - Введение. В данном разделе приводится краткая характеристика района (площади), на которой планируется строительство проектируемой скважины – ее географическое положение (область, край, административный центр, ближайшие населенные пункты), рельеф местности, местоположение основных баз снабжения, пути сообщения с базами, климатические условия, источники водоснабжения. Первый лист введения должен оформляться в рамку (приложение 1.3). Все последующие листы оформляются в рамки (приложение 1.4). 8 - Исходные данные для составления проекта. Данные собираются в период преддипломной практики и до начала проектирования согласовываются с руководителем. Геолого-технические условия строительства и эксплуатации скважины должны быть представлены в виде таблицы 1. Дополнительно необходимо указать степень геологической изученности района. Если присутствуют мерзлые горные породы (МГП), то следует указать глубины границ пород с отрицательными температурами и значения этих температур, интервалы залегания пород, в которых лед является основным связующим элементом. Отдельно выделить наличие хемогенных пород (указать состав этих пород). Кроме этого в данном разделе проекта указываются коэффициенты запаса прочности для расчета обсадных колонн, профиль скважины и другие данные, которые, по мнению заказчика (руководителя) необходимы при выполнении проекта. Таблица 1 - Исходные данные к курсовому проекту Стратиграфический горизонт Глубина залегания пласта, м 1 2 Пластовая температура, 0С Давление гидроразрыва, МПа Интенсивность поглощения, м3/ч, МПа 7 8 9 Спо соб эксплуатации Наибольшая депрессия (МПа) или глубина снижения уровня в колонне при освоении, м Ожи даемый дебит флюида, м3/с Наибольшее избыточное давление на устье в эксплуатационной колонне после освоения скважины, МПа 15 16 17 18 Толщина, м Литологический состав породы Характер возможных осложнений Пластовое давление, МПа 3 4 5 6 Окончание таблицы 1 Вид насыщающего флюида Состав насыщающего флюида (состав газа; газовый фактор; агрессивные компоненты газа, нефти, воды) Проницаемость (трещиноватость пород), Д 10 11 12 ЭксПараплуметры атаприменяциемого онбурового ный раствора гори(ρ, η, τ0) зонт 13 14 9 2 ПРОЕКТИРОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ И РАСЧЕТ ОБСАДНЫХ КОЛОНН НА ПРОЧНОСТЬ 2.1 Обоснование и проектирование конструкции скважины Процесс проводки скважины, как правило, сопровождается предупреждением, а зачастую и ликвидацией (борьбой) различного рода осложнений - обвалы, осыпи, поглощения, нефтегазоводопроявления и т.д. Поэтому, при составлении проекта скважины, в зависимости от геологических условий бурения, особенностей залегания горных пород, их физико-механических свойств, величин пластовых температур и давлений, давлений гидроразрыва пород, назначения и цели бурения, предполагаемого метода заканчивания скважины, способа бурения, способа и техники освоения и эксплуатации скважины, уровня организации техники и технологии бурения, геологической изученности района предусматривается разделение зон (интервалов) обладающих несовместимыми условиями бурения, обсадными колоннами. Все обсадные колонны по своему назначению именуются следующим образом. Направление - самая первая колонна труб или одна труба, предназначенная для закрепления приустьевой части скважины от размыва буровым раствором и обрушения, а также для обеспечения циркуляции жидкости. Направление, как правило, одно. Однако могут быть случаи крепления скважин двумя направлениями, когда верхняя часть разреза представлена лессовидными почвами, насыпным песком или имеет другие особенности. Обычно направление спускают в заблаговременно подготовленную шахту или скважину и цементируют до устья. Кондуктор - колонна обсадных труб предназначена для разобщения верхнего интервала разреза горных пород, изоляции пресноводных горизонтов от загрязнений, монтажа противовыбросового оборудования и подвески последующих обсадных колонн. Промежуточная обсадная колонна служит для разобщения несовместимых по условиям бурения зон при углублении скважины до намеченной глуби10 ны, они могут быть следующих видов: Сплошные - перекрывающие весь ствол скважины от забоя до устья независимо от крепления предыдущего интервала. Хвостовики - для крепления только необсаженного интервала скважины с перекрытием предыдущей обсадной колонны на некоторую величину. Летучки - специальные промежуточные обсадные колонны, служащие только для перекрытия интервала осложнений и не имеющие связи с предыдущими или последующими обсадными колоннами. Эксплуатационная колонна - самая последняя колонна обсадных труб, которой крепят скважину для разобщения продуктивных горизонтов от всех остальных пород и извлечения из скважины нефти или газа, или, наоборот для нагнетания в пласты жидкости или газа. Иногда в качестве эксплуатационной колонны может быть использована частично или полностью последняя промежуточная колонна. Основными параметрами, характеризующими конструкцию скважины, являются количество и диаметр обсадных колонн, глубина их спуска, диаметр долот, высота подъема тампонажного раствора. Конструкция скважины определяется заданием заказчика (добывающей организации) и геологическими условиями района работ. Конструкция скважины в части надежности, технологичности и безопасности должна обеспечивать [1]: - максимальное использование пластовой энергии продуктивных горизонтов в процессе эксплуатации за счет выбора оптимального диаметра эксплуатационной колонны и возможности достижения проектного уровня гидродинамической связи продуктивных отложений со стволом скважины; - применение эффективного оборудования, оптимальных способов и режимов эксплуатации, поддержания пластового давления, теплового воздействия и других методов повышения нефтеотдачи пластов; - условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах строительства и эксплуатации скважины; 11 - получение необходимой горно-геологической информации по вскрываемому разрезу; - условия охраны недр и окружающей среды, в первую очередь за счет прочности и долговечности крепи скважины, герметичности обсадных колонн и кольцевых пространств, а также изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых пород и дневной поверхности; - максимальную унификацию по типоразмерам обсадных труб и ствола скважины. Обоснование конструкции проводится в два этапа. На первом этапе выбирается метод вхождения в пласт, число обсадных колонн и глубины их спуска. Оптимальное число обсадных колонн и глубина установки их башмаков при проектировании конструкции скважин определяются количеством зон с несовместимыми условиями проводки ствола по градиентам пластовых (поровых) давлений гидроразрыва (поглощения) пластов, прочности и устойчивости пород. Оптимальное число промежуточных обсадных колонн и глубины установки их башмаков при проектировании конструкции скважин определяются графически, по числу зон с несовместимыми условиями бурения, которые строятся сопоставлением градиентов пластовых (поровых) давлений (grad Рпл), давлений гидроразрыва (поглощения) пластов (grad Ргр), прочности и устойчивости пород (grad Руст) (рисунок 1). Рпл z , МПа/м, Z Ргр z , МПа/м, grad Ргрz = Z Руст z , МПа/м, grad Рустz = Z grad Рплz = (1) (2) (3) где Р уст = Рпл Кр – давление относительной устойчивости породы; Кр – коэффициент резерва в таблице 2, регламентированный [1]. В газосодержащем пласте grad Рпл, и grad Ргр рассчитываются для кровли и для подошвы. 12 1,0 1,1 1,2 1,3 1,4 1,5 1,6 1,7 1,8 1,9 2,0 2,1 2,2 2,3 Плотность промывочной жидкости, кг/м3 10-3 Глубина спуска колонны, м Глубина, м Градиенты давлений, МПа/м∙102 50 40 100 300 -grad РПЛ 400 500 600 700 gradPУСТ -- grad PГР 700 1100 - 1800 200 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1050 - 1600 1600 1700 1800 1900 газ 2000 2100 нефть 2200 Рисунок 1 – Совмещенный график изменения градиентов давлений 13 Таблица 2 – Коэффициент резерва 1200 1,1 Глубина Z, м Кр не более >1200 1,05 Проектные решения по выбору плотности бурового раствора должны предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытия продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее: - 10 % для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м). - 5 % для интервалов от 1200 м до проектной глубины. В необходимых случаях проектом может устанавливаться большая плотность раствора, но при этом противодавление на горизонты не должно превышать пластовые давления на 15 кгс/см2 (1,5 МПа) для скважин глубиной до 1200 м и 25-30 кгс/см2 (2,5-3,0 МПа) для более глубоких скважин. В интервалах, сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми сланцами, солями, склонными к потере устойчивости и текучести, плотность, фильтрация, химический состав бурового раствора устанавливаются исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины. При этом репрессия не должна превышать пределов, установленных для всего интервала совместимых условий бурения. Допускается депрессия на стенки скважины в пределах 10-15 % эффективных скелетных напряжений (разница между горным и поровым давлением пород). В случае установки противовыбросового оборудования (ПВО), глубина спуска колонны уточняется из условия недопущения прорыва пластового флюида под башмаком колонны при закрытом устье во время ликвидации газопроявления. В общем случае допускается определять по формуле Н Кр где Рв z , м gradPгр z (4) Рпл(2 S) , МПа (2 S) (5) Si = 10-4 (L - z). (6) Рвz= 14 Число обсадных колонн и возможные глубины их спуска зависят от количества интервалов, несовместимых по условиям бурения, определяемых по графику совмещенных давлений (графику изменения коэффициентов аномальности пластовых давлений и индексов давлений начала поглощения), который должен быть приведен в пояснительной записке проекта. В тех случаях, когда значения пластового давления и поглощения неизвестны, для расчета индексов (градиентов) и давлений поглощения (гидроразрыва) можно пользоваться эмпирической формулой Б.А.Итона: Кn = 1 К г К а К а , (7) где Кг - индекс геостатического давления (отношение геостатического давле ния к гидростатическому давлению столба пресной воды на той же глубине); Ка - коэффициент аномальности (отношение пластового давления к гид ростатическому давлению столба пресной воды в одних и тех же интервалах); µ - коэффициент Пуассона для горной породы. Ориентировочно для крепких кварцевых песчаников µ = 0,17; песчаников с контактным цементом – 0,20; для песчаников и алевролитов – 0,30; для известняков и доломитов – 0,25; аргиллитов – 0,30; уплотненных глин – 0,36; пластичных глин и каменной соли – 0,44. Башмак обсадной колонны, перекрывающий породы, склонные к текучести, следует устанавливать ниже их подошвы или в плотных пропластках. Глубина спуска эксплуатационной колонны в общем случае определяется глубиной залегания подошвы продуктивного горизонта (проектный интервал перфорации) с учетом технологического зумпфа (до 50 м) и цементного стакана (в среднем 20 м) в зависимости от способа вхождения в пласт, вторичного вскрытия пласта. До вскрытия продуктивных и напорных водоносных горизонтов должен предусматриваться спуск минимум одной промежуточной колонны или кон15 дуктора до глубины, исключающей возможность разрыва пород после полного замещения бурового раствора в скважине пластовым флюидом или смесью флюидов различных горизонтов и герметизации устья скважины [1]. При выборе числа обсадных колонн необходимо учитывать устойчивость горных пород и необходимость перекрытия мерзлых горных пород. Важно помнить о наличии флюидов, агрессивных по отношению к промывочным жидкостям, обсадным трубам и тампонажным материалам. В случае проектирования поисково-разведочных скважин - предусмотреть возможность спуска резервной обсадной колонны. На втором этапе выбирают размеры колонн, диаметры долот, интервалы цементирования. Интервалы цементирования обсадных колонн определяются в соответствии правилами [1]. Направления и кондуктора цементируются до устья. В нижележащей части стратиграфического разреза цементированию подлежат: - продуктивные горизонты, кроме запроектированных к эксплуатации открытым забоем; - продуктивные отложения, не подлежащие эксплуатации, в том числе с непромышленными запасами; - истощенные горизонты; - водоносные проницаемые горизонты; - горизонты вторичных (техногенных) скоплений нефти и газа; - интервалы, сложенные пластичными породами, склонными к деформациям; - интервалы, породы которых или продукты их насыщения способны вызывать ускоренную коррозию обсадных труб. Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения секций обсадных колонн, а также башмаком предыдущей обсадной колонны, в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150 м и 500 м. 16 Все вышеуказанные интервалы цементирования объединяются в один общий. Разрыв сплошности цементного кольца по высоте за обсадными колоннами не допускается. Исключения составляют случаи встречного цементирования в условиях поглощения. Общая проектная высота подъема тампонажного раствора за обсадными колоннами должна обеспечивать [1]: - превышение гидростатических давлений составного столба бурового раствора и жидкости затворения цемента над пластовыми давлениями перекрываемых флюидосодержащих горизонтов*; - исключение гидроразрыва пород или развитие интенсивного поглощения раствора; - возможность разгрузки обсадной колонны на цементное кольцо для установки колонной головки. При ступенчатом цементировании, спуске колонн секциями нижние и промежуточные ступени обсадных колонн, а также потайные колонны должны быть зацементированы по всей длине. При перекрытии кондуктором или промежуточной колонной зон поглощения, пройденных без выхода циркуляции, допускается подъем тампонажных растворов до подошвы поглощающего пласта с последующим (после ОЗЦ) проведением встречного цементирования через межколонное пространство. Запрещается приступать к спуску технических и эксплуатационных колонн в скважину, осложненную поглощениями бурового раствора с одновременным флюидопроявлением, осыпями, обвалами, затяжками и посадками бурильной колонны, до ликвидации осложнений [1]. В проекте возможно принятие других решений, но они должны быть соответствующим образом обоснованы. * Рассчитывать высоту подъема тампонажного раствора можно по формуле: Н=1,05×Рпл/g×ρпор.ж. , где Рпл – пластовое давление флюидосодержащих горизонтов; ρпор.ж. - плотность поровой жидкости цементного камня. 17 Диаметры обсадных колонн и диаметры долот для бурения под них определяют согласно [1-6], с учетом литологии, профиля скважины и других факторов. Например, в наклонных скважинах зазоры должны быть увеличены. Если участок ствола скважины представлен недостаточно устойчивыми породами, склонными к выпучиванию, величину зазора между обсадной колонной и стенкой также необходимо увеличивать. Типоразмеры труб можно взять из [5-8]. Диаметр эксплуатационной колонны выбирают в зависимости от назначения скважины. Для эксплуатационных и нагнетательных скважин диаметр эксплуатационной колонны принимают в зависимости от ожидаемых дебитов на разных стадиях разработки месторождения, способов эксплуатации скважины, габаритных размеров оборудования для эксплуатации и глубины скважины. Диаметр эксплуатационной колонны должен быть достаточным для выполнения в скважине подземного и капитального ремонта [2]. Таблица 3 – Соотношение меду ожидаемым дебитом скважины и диаметром эксплуатационных колонн [1] Нефтяные скважины Дебит, м3/сут Диаметр, мм <40 114 40-100 127, 140 100-150 140, 146 150-300 168, 178 >300 178, 194 Газовые скважины Дебит, м /сут Диаметр, мм <75 114 75-250 114, 146 250-500 146, 168 500-1000 168, 219 1000-5000 219 - 273 3 Для высокодебитных скважин выбор диаметра эксплуатационной колонны должен осуществляться из условий максимального использования энергии пласта с учетом капиталовложений. Р.Е. Смит и М.У. Клегг оценивают рациональность конструкции газовой скважины по показателям удельного среднего дебита скважины: J= Vr /K(pп-pr), где Vr – заданный отбор газа из месторождений; К – капиталовложения в сооружение всех эксплуатационных скважин месторождения; pr - давление на устье средней скважины; 18 (8) pп – пластовое давление. Диаметры промежуточных колонн и кондукторов, а также диаметры долот для бурения под каждую колонну (dд) находят из следующих соотношений: - диаметр ствола скважины под обсадную колонну с наружным диаметром по муфте (dм) dд = dм + н , мм (9) - наружный диаметр предыдущей обсадной колонны [( dн)пред] (dн)пред = dд + 2(в +), мм (10) где н - разность диаметров между муфтой обсадной колонны и стенкой ствола скважины; в - радиальный зазор между долотом и внутренней поверхностью той колонны, через которую оно должно проходить при бурении скважины от 5 до 10 мм; - наибольшая возможная толщина стенки труб данной колонны. Расчетные значения диаметров долот уточняют по ГОСТ 20692-2003 [9], а обсадных труб по ГОСТ 632-80 [10]. Ниже приведены требуемые [1] значения н для ряда обсадных труб (таблица 4). Таблица 4 - Минимально допустимая разность диаметров муфт обсадных труб и скважин Номинальный диаметр обсадных труб dн, мм 114 140 168 273 324 127 146 178 299 340 194 351 219 377 245 426 Разность диаметров* н, мм 15 20 25 35 39-45 * отклонения от указанных величин должны быть обоснованы в проекте Основные сочетание размеров обсадных колонн и долот применяемых для бурения скважин на месторождениях Западной Сибири представлены в таблице 5. 19 Таблица 5 - Основные сочетание размеров обсадных колонн, муфт и долот Условный диаметр обсадной колонны 508 473 426 406 377 351 340 324 273 245 219 194 178 168 Диаметр , мм Наружный диаметр труб, мм муфт 508,0 473,1 426,0 406,4 377,0 351,0 339,7 323,9 273,1 244,5 219,1 193,7 177,8 168,3 533,4 508,0 451 431,8 402,0 376,0 365,1 351 298,5 269,9 244,5 215,9 194,5 (198,0) 187,7 долота 550 550 490 490 444,5 444,5 393,7; 444,5 393,7 349,2 295,3; 311,1 269,9 250,8 222,3 215,9; 190,5; 215,9; 146 146,1 166,0 195*; 212* 140 139,7 153,7 (159,0) 190,5; 188,9* 158,7; 161,0; 127 127,0 141,3 (146,0) 190,5 114 114,3 127,0 (133,0) 146; 138,1* Примечания: Размеры в круглых скобках приведены для труб исполнения Б * - долота выпускаемые ООО НПП "БУРИНТЕХ" (БИТ) Необходимая разность диаметров скважин и муфт обсадных колонн должна выбираться исходя из оптимальных величин, установленных практикой бурения и максимально обеспечивающих беспрепятственный спуск каждой колонны до проектной глубины, а также качественное их цементирование. Результаты расчетов сводятся в таблицу 6. Таблица 6 - Конструкция скважин Колонна Диаметр, мм (наименоваколонны долота ние) 1 2 3 20 Глубина спуска колонны, м 4 Интервалы цементирования, м 5 2.2 Обоснование оборудования устья скважины Цель данного раздела – определить необходимость использования противовыбросового оборудования (ПВО) и колонных головок (КГ) для нормальной проводки скважины. Критериями выбора ПВО являются максимальное давление, возникающее на устье скважины при полном замещении промывочной жидкости пластовым флюидом при закрытом превенторе и диаметры проходных отверстий превенторов, позволяющие нормально вести углубление скважины или проводить в ней любые работы. При выборе КГ помимо максимального устьевого давления необходимо учесть диаметры всех обсадных колонн, обвязываемых с помощью колонной головки. При наличии в пластовом флюиде сероводорода необходимо выбирать ПВО и КГ в коррозионностойком исполнении. Конструкции устья скважины, колонных головок, герметизирующих устройств должны обеспечивать [1]: - подвеску с расчетной натяжкой промежуточных и эксплуатационных колонн с учетом компенсации температурных деформаций на всех стадиях работы скважины (колонны), а также подвеску колонны бурильных труб на противовыбросовом оборудовании; - контроль за возможными флюидопроявлениями за обсадными колоннами; - возможность аварийного глушения скважины; - герметичность межколонных пространств при строительстве и эксплуатации скважин; - испытание обсадных колонн и межколонных пространств на герметичность. Максимальное давление, которое может возникнуть на устье скважины в случае закрытия превентора после начавшегося газо-, нефте-, водопроявления определяется по формулам, приведенным в [1, 2, 7, 11]. 21 Для промежуточных колонн, на которых установлено ПВО, максимальное внутреннее давление на устье, рассчитанное из условия проявления, увеличивается на ∆Р; ∆Р – дополнительное давление на устье, необходимое для ликвидации проявления, указанное в проекте на основе промысловых данных. 2.3 Расчет обсадных колонн на прочность Выбор обсадных труб и расчет обсадных колонн на прочность проводятся с учетом максимальных ожидаемых избыточных наружных и внутренних давлений при полном замещении бурового раствора (жидкости глушения) пластовым флюидом или газожидкостной смесью, снижении уровня в процессе освоения или механизированной добыче, нагрузок, возникающих в результате пространственного искривления скважин, а также осевых нагрузок на трубы и агрессивности флюида на стадиях строительства и эксплуатации. При расчете обсадных колонн должны быть использованы нормативные документы, согласованные с Госгортехнадзором России. Прочность кондукторов, технических колонн и установленного на них противовыбросового оборудования должна обеспечить: - герметизацию устья скважины в случаях газоводонефтепроявлений, выбросов и открытого фонтанирования с учетом превышения дополнительного давления, необходимого для глушения скважины, не менее чем на 10 %; - устойчивость (сохранение целостности) при воздействии гидростатического давления столба бурового раствора максимальной плотности; - противостояние воздействию максимальных сжимающих нагрузок в случаях открытого фонтанирования или поглощения с падением уровня бурового раствора, а также в интервалах залегания склонных к текучести пород. Методика расчета обсадных колонн сводится к определению наружных избыточных Рни и внутренних избыточных Рви давлений, а также растягивающих нагрузок Q. 22 Условия прочности колонны: - на смятие Рниz Ркр/n1, (11); - на разрыв Рвиz Рт/n2, (12); Q Рст/n3 (13). - на растяжение 2.3.1 Выбор равнопрочной конструкции обсадной колонны 2.3.1.1 На основании исходных и расчетных данных определяется схема расположения технических жидкостей (цементного камня) внутри и за колонной на различных стадиях строительства и эксплуатации скважины (рисунок 2). Ру≥0 Ру>0 Ру>0 Ру>0 h h НН h h H H L а б в г д Рисунок 2 - Схемы уровней жидкостей в скважине: 2.3.1.2 Определяют внутренние и наружные избыточные давления на глубинах h, H, Lо, Si, L на момент окончания цементирования, испытания колонны на герметичность, окончания эксплуатации и освоения скважин (таблица 7-10). Таблица 7 - Положение уровня жидкости Н в скважине Н <500 - при испытании на герметичность, Ни - при освоении скважины, Но Глубина скважины, L, м 500-1000 1000-1500 1500-2000 >2000 400 500 650 800 1000 350 450 600 750 950 - при окончании эксплуатации, Нэ 2/3 Lскв 23 Таблица 8 - Формулы для расчета избыточных давлений Рни 1 Окончание цементирования 2 О (устье) H Рниh=10-6 (р--в) h Z H* - Испытание на герметичность Освоение снижением уровня снижением уровня 3 4 скважина нефтяная Рнио=0 если h < Hо* если h < Hи* Рниh=10-6р h Рниh=10-6р h если h>Ho если Ни<h Рниh=10-6[рh-в (h-Ho)] Рниh=10-6[рh-в (h-Hи)] если h > Hи* 10 РниН=10-6р Hи (Ни,Но,Нэ) если h< Hи РниНи=10-6[рh+гс (Hи- h)] Lo - РниLo=PнLo -10-6в (Lo-Hи) Окончание эксплуатации 5 если h < Hэ* Рниh=10-6р h если h>Hэ Рниh=10-6[рh-в (h-Hэ)] ЕСЛИ H > HО* РниН=10-6р Hо если h > Hэ* РниН=10-6р Hэ если h< Hо если h< Hэ РниНо=10 [рh+гс (Hо- h)] -6 Рни Нэ=10-6[рh+гс (Hэ- h)] РНИLO=PНLO -10-6В (LOHО) РнLo РплLo ** 6 РнLo 10 р h гс (Lo h ) L=Si РниL***= РниL=PнL -10-6в (L-Hи) РниL=PнL -10-6в (L-Ho) Рн L Рпл ** 6 Рн L 10 р h гс (L h ) РниL=PнL -10-6в (L-Hэ) =10-6[( ц-в)L-( ц-р)h] РниLo=PнLo -10-6в (Lo-Hэ) 1 Окончание таблицы 8 2 О (устье) Lo - 3 4 скважина газовая Рниz=0 РниLo=PнLo -10-6в (Lo-Hи) Рниz= Рнz -Рmin РниLo=PнLo -10-6в (LoHo) Р Н ** L=Si РниL=10-6(ц-в)L РниL=PнL -10-6в (L-Hи) 5 РниLo= РнLo –Рmin 106 гс Lo Pн Lо PплLo Lо РниL=PнL -10-6в (L-Ho) РниL= РнL –Рmin Р Н 106 гс L ** L Pн L Pпл 11 L 1000и , при Р 10 МПа вн а также при Рвн 4 МПа и любом L принимают Рв = Рпл * - Положение уровня жидкости для расчетов в таблице 7 ** - Принимается максимальное расчетное значение *** - Для случая применения нескольких видов тампонажных растворов следует рассчитывать Рни на границе каждого из них 25 Таблица 9 - Формулы для расчета внутренних избыточных давлений-Pвн Z О h Н Lо L=Si О Испытание на герметичность в один прием без пакера Скважина нефтяная если 1,1Ру > Роп , то Рвио = 1,1Ру , иначе Рвио = Роп , где Ру = Рпл – 10-6 в L Рвиh = Рвио - 10-6 (р-ж) h РвиLo = Рвио+ 10 –6 ж Lо- РнLo РвиL = Рвио + 10 –6 ж L- Рпл Скважина газовая если 1,1Ру > Роп, то Рвио= 1,1 Ру , иначе Рвио= Роп, где Ру = Рпл /еS eS = (2+S)/(2-S) S= 0,03415 ρог × ( L - Z ) m × Т ср Тср = (Ту + Тз) / 2 Lо РвиLo = Рвио+ 10 –6 ж Lо- РнLo L=Si РвиL = Рвио + 10 –6 ж L- Рпл ____________________________________________ Роп (см. таблицу 10) m – коэффициент сжимаемости газа, он зависит от давления и температуры и обычно меняется в пределах 0,8 – 1,1; ρог - относительная плотность газа по воздуху. Для первых двухтрех разведочных скважин ρог можно принять равным 0,6. Таблица 10 - Минимально необходимое избыточное внутреннее устьевое давление при испытании на герметичность Роп [1] Наружный диаметр колонны, мм Значение Роп, МПа 114 - 127 15,0 140 - 146 12,5 168 11,5 Расчет внутренних давлений в нефтяных скважинах при вызове притока, испытании на герметичность снижением уровня и по окончании эксплуатации (схемы б, в на рис. 2) производят по формулам: Pвz = 0 при 0 ≤ Z ≤ Н Pвz = γв·(z - Н) при Н ≤ Z ≤ L (14) Внутреннее давление в колонне на глубине Z при выполнении работ, связанных с нагнетанием жидкости в скважину (интенсификация, гидроразрыв, ремонтные работы и др.) определяют по следующим формулам: 26 При отсутствии дополнительно спущенных труб и пакера (нагнетание непосредственно по колонне) (рисунок 3а): Pвz=PплL + ∆P – γж ∙∙( L’ – z) при 0 ≤ Z ≤ L (15) Давление на устье при Z = 0 Pвz= Рву = PплL +∆ P – γж ·∙L , (16) где ∆P - дополнительное давление (репрессия), необходимое для обеспе чения выхода жидкости из колонны при ее закачивании в пласт,(определяется опытным путем, выдается геологической службой); γж - удельный вес жидкости закачиваемой в пласт, Н/м3. По этим же формулам определяют внутреннее давление на глубине Z при нагнетании жидкости через дополнительно спущенную колонну труб с пакером на глубине Lп ≤ L и Lп ≤ Lд (рисунок 3б). При расчете колонн для газовых скважин в период ввода их в эксплуатацию внутреннее давление на глубине Z (Рвz) определяют по формулам Рвz = PплL/еS при 0 ≤ Z ≤ L (17) Распределение внутреннего давления по длине колонны допустимо принимать линейным и рассчитывать по формуле Рв z = Рв у + РвL Рв у L Z, (18) где РвL – внутреннее давление на глубине L; Рву – внутреннее давление на устье при его герметизации. При L ≤ 1000 м и РплL ≤ 10 МПа, а также при РплL ≤ 4,0 МПа и любой глубине пласта допустимо считать, что внутреннее давление по всей глубине скважины равно пластовому. В качестве минимального внутреннего давления при окончании эксплуатации скважины принимают наименьшее устьевое и забойное давления. При расчете колонн газонефтяных и газовых скважин, в которых при закрытом устье одновременно имеется столб нефти (жидкости) и газа на всех стадиях эксплуатации внутреннее давление определяют по формулам Рвz = Рпл - ρ∙(L-Z) 27 при Н ≤ Z ≤ L (19) Рисунок 3 - Расчетные схемы при нагнетании жидкости в скважину по обсадной колонне (а) и нагнетании через дополнительную колонну труб с пакером (б, в). Рв z = Pпл L - ρ g ( L - z ) es при 0 ≤ Z ≤ Н (20) где S определяют по формулам (таблица 9), подставляя вместо L значение H. Значение H при Pнас < PплL, т.е. при наличии в пласте только нефти с 28 растворенным газом, определяют по формуле Н L РплL Рнас , н g (21) где ρн принимается плотность нефти в пластовых условиях. На участке от устья до глубины Н распределение давления допустимо принимать линейным РвZ Рв у Рвн Рв у Н z, (22) где Рву и Рвн определяют по формуле соответственно при Z = 0 и Z = H. При Н < 1000 и Рвн < 10 МПа, а также при Рвн ≤ 4 МПа и любых Н давление на участке от устья до глубины Н можно принимать постоянным и равным Рвн . При Рнас > РплL принимают H = L (колонна заполнена газом) и расчет внутреннего давления производят как для газовой скважины. 2.3.1.3 Строят эпюры избыточных наружных и внутренних давлений. Для глубин H, h, L, Si, Lo откладывают в принятом масштабе значения Рниz и полученные точки последовательно соединяют между собой прямолинейными отрезками (рисунок 4). По максимальным значениям строятся обобщенные эпюры Рни и Рви. 2.3.1.4 Определив запас прочности n1 на наружное избыточное давление для 1-й снизу секции колонны (n1 = 1,0 - 1,3 в зависимости от устойчивости коллекторов), вычисляют произведение (n1РниL) в соответствии с приложением 2.1 подбирают трубы с Ркр>(n1 Рниl), начиная с труб наименьшей группы прочности "Д" и большей толщиной стенки трубы. Если трубы группы прочности "Д" не удовлетворяют условию прочности, то переходят к трубам более высокой группы прочности. 29 Рниh Рни Lo Рви Pнино Pнини Pнинэ L Рисунок 4 - Эпюры избыточных наружных и внутренних давлений Эпюра наружного избыточного давления на период окончания цементирования Эпюра наружного избыточного давления на период освоения снижением уровня 30 Эпюра наружного избыточного давления на период испытания на герметичность Эпюра наружного избыточного давления на период окончания эксплуатации Для выбранных труб определяют запас прочности на внутреннее избыточное давление n2 (таблица 11) на глубине кровли эксплуатационного объекта мощностью l1. Если найденный запас окажется меньше допустимого, то подбор труб этой секции производят по избыточному внутреннему давлению. Таблица 11 - Коэффициенты запаса прочности на внутреннее давление n2 Диаметры труб, мм Исполнение А Исполнение Б 114 - 219 > 219 1,15 1,15 1,15 1,45 2.3.1.5 По эпюре определяют наружное избыточное давление на верхнем конце 1-й секции (на глубине L1). А по приложению 2.1 подбирают трубы с Ркр > n1 РниL1 (n1 = 1), из которых и составляют 2-ю секцию. 2.3.1.6 Определяют значение Р1кр для труб 2-й секции из условия двухосного нагружения, с учетом влияния растягивающих нагрузок от веса 1-й секции длиной l1 P1кр = Ркр (1 - 0,3 Q/Qт ) , (23) где Q - осевая растягивающая нагрузка на трубу; Qт - растягивающая нагрузка, при которой напряжение в теле трубы достигает предела текучести (приложение 2.2). Для полученного значения Р1кр по эпюре определяют уточненную глубину спуска 2-й секции L11 (L11 < L1) и уточненную длину 1-й секции l11 = L – L11. Определяют вес 1-й секции Q11 с помощью приложения 2.3. 2.3.1.7 Для определения длины 2-й секции выбирают трубы 3-й секции с меньшей по сравнению со 2-й секцией прочностью (приложение 2.1) . Определяют соответствующее им Ркр, а по эпюре находят глубину L2, при которой расчетное наружное избыточное давление будет равно найденному значению. 31 Длина 2-й секции из условия одноосного нагружения l 2=L11-L2. Определяют вес секции Q2 (приложение 2.3). 2.3.1.8 Определяют величину Р1кр для труб 3-й секции для условий двухосного нагружения с учетом влияния растягивающих нагрузок от веса 1-й и 2-й секции (Q1 + Q2). Для полученного значения Р1кр по эпюре определяют уточненную глубину спуска 3-й секции L12 (L12 < L2) и длину l12 = L11 –L12. Определяют вес секции Q2 (приложение 2.3) Далее производят расчет на внутреннее избыточное давление для верхней трубы 2-й секции. Если запас прочности n2 = Pт/Рвиz окажется недостаточным, то длину 2-й секции определяют из расчета на внутреннее давление (Рт – приложение 2.4). Для этого определяют допустимое давление для труб этой секции, равное Рт/n2, и по эпюре, внутренних избыточных давлений устанавливают глубину Р1кр верхней границы секции. Определяют окончательно вес 2-й секции Q12 . 2.3.1.9 Для определения длины 3-й секции необходимо выбрать трубы для 4-й секции. По соответствующему значению Ркр и эпюре наружного избыточного давления найти глубину L3, на которой расчетное давление равно найденному. Длина 3-й секции из условия одноосного нагружения равна l3 = L12 - L3. Определяют вес секции Q3. 2.3.1.10 Определяют величину Р1кр для труб 4-й секции из условия двухосного нагружения с учетом влияния растягивающих нагрузок от веса 1-, 2-, 3-й секций. Для полученного значения Р1кр по эпюре наружного избыточного давления определяют уточненную глубину спуска 4-й секции L13(L13<L3) и длину l13 = L12 –L13 . Определяют вес секции Q13. Производят проверочный расчет 3-й секции на внутреннее давление. 2.3.1.11 Аналогично подбирают последующие секции колонны. При этом одновременно определяют общий вес всех уже подобранных секций и каждый раз проверяют условие Q < [P]. Для труб с резьбой треугольного профиля [P]= Pст/n3 (Рст – приложение 2.5). Значение n3 в таблице 12. 32 Для труб с резьбой трапецеидального профиля значение допускаемых нагрузок [Р] приведены в приложениях 2.6-2.11. 2.3.1.12 Если Q окажется близким к [Рст], то длину последней секции, для которой толщина стенки подобрана из условий внешнего и внутреннего давления, определяют из расчета на растяжение по формуле li = ([Pст] - Q) /gi (24) Таблица 12 - Значения коэффициентов запаса прочности n3 Диаметр труб, мм 114 -168 178 - 219 Длина колонны, м до 3000 > 3000 до 1500 > 1500 n3 1,15 1,30 1,30 1,45 2.3.1.13 Секция li разграничивает обе части колонны, поэтому последующие секции подбирают расчетом на растяжение из более прочных труб, для которых значение «Р» определяют по приложению 2.6. Затем по формуле (24) вычисляют допустимую длину секции. Таким образом, для верхней части колонны секции подбирают до тех пор, пока общая длина всех подобранных секций не окажется равной глубине скважины или не превысит ее. Подбираемые секции верхней части одновременно проверяют на избыточное внутреннее давление. При необходимости - и на наружное избыточное давление. Результаты вычислений сводят в таблицу 13. В приложениях 3.1 – 3.9 представлены прочностные харктеристики импортных обсадных труб по стандартам АНИ [7]. Таблица 13 - Конструкция обсадной колонны Номер секции Группа прочности 1 2 Толщина стенки трубы, мм 3 Длина секции, м Вес секции, кН 4 5 Примечание. Счет секций ведется снизу вверх. 33 2.3.2 Особенности расчета обсадных колонн для наклонно направленных скважин Расчет обсадных колонн для наклонно направленных скважин производят с учетом планируемого профиля на стадии проектирования или по фактическим данным инклинометрии ствола скважины. Основное отличие расчета обсадных колонн для наклонно направленных скважин от расчета для вертикальных скважин заключается в определении запаса прочности на растяжение, который производится в зависимости от интенсивности искривления ствола скважины, а также расчета наружных и внутренних давлений с учетом удлинения ствола скважины. Расчет наружного и внутреннего избыточного давлений производят по формулам, приведенным в таблицах 7-9. При этом расчетные глубины определяют как проекции глубин по стволу скважины на вертикальную плоскость. Переход от глубины по стволу скважины к глубине по вертикали производится по формуле Z Z Z , где (25) Z - глубина по длине ствола скважины, м; Z - удлинение по глубине Z , м. Значение Z определяется по фактическим данным инклинометрии ствола скважины, а на стадии проектирования расчетным путем. Если имеется фактический или проектный профиль ствола скважины, то расчет Z допускается производить графическим методом по проекции на вертикальную плоскость. При общем удлинении ствола скважины менее 50 м допускается производить расчет давлений как для вертикальных скважин (без корректировки глубин). Для построения эпюры избыточных давлений на вертикальной оси откладывают значения глубин по стволу скважины Z , соответствующие характерным точкам L, h, H, а в горизонтальном направлении от точек L, h, H - значения давлений, определенных по значениям вертикальных 34 проекций L, h, H. Полученные точки последовательно соединяют между собой. Влияние изгиба обсадной колонны учитывается увеличением запаса прочности на растяжение в зависимости от интенсивности искривления, размера и прочности резьбового соединения. Интенсивность искривления ствола скважины о (искривление на длине 10 м в градусах) определяют на стадии проектирования по формуле 0 573 / R , град/10 м (26) где R – проектный радиус искривления, м . Для пробуренного ствола 0 определяют по результатам инклинометрии. Коэффициент запаса прочности на растяжение для обсадных труб с треугольной резьбой на изогнутом участке ствола (n13) определяют по формуле n13 n3 , 1 n 3 ( 0 0,5) (27) где n3 – коэффициент запаса прочности на растяжение, принимаемый для вертикальной колонны, (см. таблицу 12); - коэффициент, учитывающий влияние размеров соединения и его прочностные характеристики (приложение 21); 0 - интенсивность искривления труб. Минимальные запасы прочности n13 для труб по ГОСТ 632-80 [10] представлены в таблице 14. Таблица 14 - Минимальные запасы прочности n13 для труб ГОСТ 632-80 Минимальное значение запаса прочности n13 при 0 = 0,5 град/10 м 1,30 1,45 1,60 1,75 Диаметр труб , мм 114 - 168 178 - 145 273 - 324 более 324 35 Допустимую нагрузку рассчитывают по формуле Р Рстр / n13 , (28) где Рстр – определяют в соответствии с приложением 7. Для труб с резьбами трапецеидального профиля и нормальным диаметром муфт (ОТТМ, ОТТГ, ТБО и импортных труб с резьбой «Батресс», «Экстрем лайн» VAM’ и др.): - при интенсивности искривления скважин до 50/10 м для труб диаметром до 168 мм и до 30/10 м для труб диаметром более 168 мм расчет на прочность соединения при растяжении производят так же, как для вертикальных скважин без учета изгиба; - при интенсивности искривления от 3 до 5 0/10 м для труб диаметром более 168 мм допускаемая нагрузка на растяжение уменьшается на 10%. Коэффициент запаса прочности для гладкого тела трубы на изогнутом участке ствола определяют по формуле n14 n4 , 1 n 41 ( 0 0,5) (29) где n4 = 1,25 – коэффициент запаса прочности; 1 - коэффициент, учитывающий влияние формы тела трубы и ее прочностные характеристики (приложение 22). Допускаемую нагрузку для гладкого тела трубы с учетом изгиба колонны определяют из выражения Р где Р F 1 т , кН 1 n4 n4 (30) F – площадь сечения трубы, мм2; т – предел текучести материала трубы, МПа. До начала расчета колонн выделяют интервалы, в которых происхо- дило (будет производиться) отклонение ствола скважины (рисунок 5); увеличивая каждый из них на 25 м в сторону устья скважины. Выделяют интервал с максимальной интенсивностью искривления оmax: 36 L1′ НВ α01 НК Н2 L2′ LК α02 α03 L3′ НС НКР Н L L4′ а04 а02 а 03 А А1 а04 Рисунок 5 – Профиль наклонно-направленной скважины 37 - если интервал с максимальной интенсивностью искривления является первым от устья скважины 01max (участок L11 L12 ), то расчет всей части колонны от L11 до L1 на растяжение производят с запасом прочности n13 , полученным с учетом 01 , не принимая во внимание 02 и 03; - если 02 = max , то участок колонны L11 L13 рассчитывают с учетом 01, а участок L13 L1 - с учетом 02; - если 01 02 03 , то участок L11 L13 рассчитывается при 01; L13 L15 , при 02 ; L15 L1 - при 03. При длине вертикального участка не более 100 м допускается принимать запас прочности на растяжение равным принятому для первого нижележащего интервала, в котором производится набор зенитного угла. 2.3.3 Особенности расчета обсадных колонн для горизонтальных скважин Расчет наружных и внутренних давлений производится по формулам для вертикальных скважин (таблица 8-10) по приведенным к вертикальной проекции глубинам. Запас прочности на наружное избыточное давление для горизонтально расположенного участка колонны принимается равным 1,3 - 1,5 (в зависимости от устойчивости коллектора). Запас прочности на растяжение с учетом изгиба определяется как для наклонно направленных скважин. Для нижней секции обсадной колонны с целью облегчения проведения аварийных работ рекомендуется выбирать трубы с трапецеидальным профилем резьбы с заходом на 50 м в обсадную часть предыдущей колонны. 2.4 Расчет усилия натяжения обсадных колонн При обвязке устья скважины определяют величину натяжения обсадных колонн, исходя из условия сохранения прямолинейной формы не- 38 зацементированной части колонны при изменении температуры и давления. В случае наклонно направленных скважин расчет натяжения производят только для вертикального незацементированного участка колонны. Величину натяжения обсадной колонны, которая не подвергается воздействию температур и внутреннего избыточного давления, или условия ее работы неизвестны определяют по формуле Qн Qо где (31) , Qн – усилия натяжения, кН; Qо - вес свободной (незацементированной) части колонны, кН. Минимальное значение усилия натяжения для скважин любого назначения определяют по наибольшему значению, вычисленному по формулам Qн Qо , Qн Qo Р1 Р 2 -Р3 , (32) где Р1 – осевое усилие от действия температурных изменений в колонне, кН; Р1 = ЕFt 10-3 (33) Р2 – осевое усилие от действия внутреннего устьевого давления при эксплуатации, кН; Р2 = 0,31 Р d 2 10+3 (34) Р3 – осевое усилие от действия внутреннего и внешнего гидростатических давлений, кН; Р3 = 0,655Lсч (D2р - d2 в) 10-3 , (35) где Р3 – внутреннее устьевое давление в колонне при эксплуатации, МПа; Lсч – длина свободной части колонны, м; D, d – соответственно наружный и внутренний диаметры обсадной колонны, м; d где d1l1 d 2l2 ... d n ln , Lскв l1, l2 - ln – длины секций обсадной колонны, м; 39 (36) р, в - удельные веса жидкости за колонной и внутри нее в процессе эксплуатации, н/м3; - коэффициент линейного расширения, 1/0С; = 12 10-6; Е – модуль упругости материала трубы, Па; Е = 2 1011; t – средняя температура нагрева (охлаждения) колонны, 0С. При нагревании положительна, при охлаждении – отрицательна. Приближенное значение t может быть определено по формуле t ( t 3 t1 ) ( t 4 t 2 ) 0 ,С 2 (37) где t1, t2 – температура колонны до эксплуатации соответственно на устье и на уровне цементного кольца, 0С; t 2 t1 ( t 0 t 1 ) l 0 , С L (38) t3, t4 - температура жидкости за колонной в процессе эксплуатации, соответственно у устья и на уровне цементного кольца t 4 t 3 (t 0 t 3 ) l 0 ,С L (39) tо – температура на забое, определенная по геотермическому градиенту L 1000 t z ,0С 100 t o To (40) где То – температура на глубине 1000 м (20 - 90 0С) tz – геотермический градиент 0С/100 м (tz = 1 - 8) t3 – обычно принимается на 20 - 30 0С меньше температуры на забое. После натяжения колонны должны соблюдаться следующие условия прочности Qн Qо EFt 103 0,47Рd 2 103 0,235Z(D2 p d 2 и ) 103 Р; Qн Qо P, 40 (41) (42) где р = р - 1р ; в = в - 1в ; 1р , 1в - удельные веса жидкости в скважине после спуска и цементирования колонны, Н\м3; [P] - допустимая осевая нагрузка на обсадные трубы, кН. В случае не выполнения указанных условий следует увеличить прочность обсадных труб в интервале не зацементированного участка колонны. 2.5 Обоснование состава технологической оснастки и размещение ее элементов на обсадной колонне В данном разделе обосновывается необходимость применения, тип, количество и места установки скребков, турбулизаторов, башмаков, обратных клапанов, разделительных пробок, центрирующих фонарей и других элементов оснастки. При этом учитывают профиль скважины, геологический разрез, результаты кавернометрии, а также опыт цементирования по ранее пробуренным скважинам. Элементы оснастки обсадных колонн представляют комплекс устройств, применяемый для успешного спуска обсадных колонн и качественного цементирования скважин, надежного разобщения пластов и нормальной последующей эксплуатации скважин. Башмак с направляющей насадкой предназначен для оборудования нижней части обсадной колонны с целью повышения ее проходимости по стволу скважины и предупреждения повреждения нижней трубы при посадках. Башмаки присоединяют к нижней части обсадной колонны на резьбе или сварке. Направляющие насадки в основном изготовляют из чугуна или бетона. В промежуточных колоннах при после дующем углублении ствола их разбуривают. Для обсадных колонн диаметром 351 мм и более в ряде случаев применяют башмаки с фаской без металлических направляющих насадок с целью исключения работ по разбуриванию металла на забое. 41 Башмачный патрубок с отверстиями применяют в тех случаях, когда существует опасность забивания промывочных отверстий направляющей насадки. Рисунок 6 - Башмак колонный БКМ-146 Характеристики башмаков представлены в таблице 15. Таблица 15 - Технические характеристики башмаков обсадных колонн Шифр башмака БКМ-140, БКМ-146, БКМ-168, БКМ-245, БКМ-324, Параметры Условный диаметр обсадных труб, мм Наружный диаметр башмака, мм Высота башмака, мм Диаметр центрального отверстия, мм Масса, кг БКМ-140 ОТТМ БКМ-146 ОТТМ БКМ-168 ОТТМ БКМ-245 ОТТМ БКМ-324 ОТТМ 140 146 168 245 324 159 166 188 270 351 296 298 303 378 390 70 70 80 120 160 16 17 23 53 85 Обратный клапан предназначен для предотвращения перетоков бурового или тампонажного раствора из заколонного пространства в обсадную колонну в процессе крепления скважины. Его монтируют в башмаке обсадной колонны или на 10-20 м выше него. Обратные клапаны изготовляют корпусными и бескорпусными. По виду запорного элемента они делятся на тарельчатые, шаровые и имеющие шарнирную заслонку. По принципу действия различают три группы обратных клапанов: а) исключающие перемещение жидкости из заколонного пространства в обсадную колонну при ее спуске в скважину; 42 б) обеспечивающие самозаполнение спускаемой обсадной колонны буровым раствором при определенном (задаваемом) перепаде давлений над клапаном и в заколонном пространстве, но исключающие возможность обратной циркуляции раствора; в) обеспечивающие постоянное самозаполнение обсадной колонны раствором при спуске в скважину и позволяющие ее промывку методом обратной циркуляции, они включаются в работу после доставки запорного элемента клапана с поверхности в его корпус. Если возможны нефтегазоводопроявления, но отсутствуют поглощения, то при креплении вертикальных и наклонно направленных скважин следует применять обратные клапаны соответственно первой и второй групп. При возможности поглощения и отсутствии проявления пластов целесообразно использовать клапаны третьей группы при креплении вертикальных и наклонно направленных скважин. Характеристики обратных клапанов представлены в таблице 16. Таблица 16 – Технические характеристики обратных клапанов Шифр клапана Наименование параметров ЦКОДМ- ЦКОДМ140 140 ЦКОДМ- ЦКОДМ140 140 ОТТМ; ОТТМ; ЦКОДМ- ЦКОДМ140 ОТТГ 140 ОТТГ ЦКОДМЦКОДМ- ЦКОДМ140 245, 324, ЦКОДМЦКОДМ- ЦКОДМ140 245 ОТТМ 324 ОТТМ ОТТМ; КОДГ146 Максимальное рабочее давление, МПа 25 25 25 13 10 25 Наружный метр D, мм 159 166 188 270 351 166 Внутренний диаметр корпуса клапана D1 , мм 118,7 124,7 144,1 220 300 124,7 Диаметр шара d, мм 76 76 76 76 76 76 Высота клапана Н, мм 360 (395) 360 (395) 360 400 405 385 Масса клапана, кг 17,8 (19,3) 19,4 (21) 24,4 60 92 18 диа- 43 Рисунок 7 - Клапан обратный дроссельный для горизонтальных скважин КОДГ: 1-корпус; 2-кольцо нажимное; 3-кольцо; 4-диафрагма; 5,6-набор разрезных шайб; 7-ограничитель; 8-пята; 9-дроссель; 10-пружина; 11-втулка; 12-упор; 13кольцо уплотнительное; 14-шар Рисунок 8 - Клапан обратный дроссельный модернизированный ЦКОДМ: 1-корпус;2-кольцо нажимное; 3-диафрагма; 4,5- набор разрезных шайб; 6-кольцо; 7-шар; 8ограничитель; 9-пята; 10-пружина; 11-втулка; 12-упор 44 Головка цементировочная универсальная предназначена для обвязки устья при цементировании нефтяных и газовых скважин в одну и более ступеней с одновременным расхаживанием обсадных колонн, а также в случаях манжетного цементирования. Характеристика цементировочных головок представлена в таблице 17. Таблица 17 - Технические характеристики цементировочных головок Наименование показа- ГЦУ-140 ГЦУтелей 146 Условный диаметр, мм Наибольшее рабочее давление, МПа Внутренний диаметр головки, мм Масса, кг ГЦУ-168 ГЦУ-178 ГЦУ-245 140-146 168 178 245 40 40 32 32 130 144 153 209 222 298 342 420 Рисунок 9 - Головка цементировочная Упорное кольцо (кольцо "стоп") предназначено для получения четкого сигнала об окончании процесса продавливания тампонажного раствора при цементировании скважины. Его изготовляют из серого чугуна и устанавливают в муфте обсадной колонны на расстояния 10-30 м от башмака. Центраторы применяют для центрирования обсадной колонны в стволе скважины с целью равномерного заполнения кольцевого пространства тампонажным раствором/и качественного разобщения пластов. Кроме того, они облегчают процесс спуска обсадной колонны, уменьшая силу 45 трения между обсадными трубами и стенками скважины, увеличивают степень вытеснения бурового раствора тампонажным, вследствие образования локальных завихрений восходящего потока раствора в зонах расположениия центраторов, а также облегчают работу по подвеске хвостовиков и стыковке секций обсадных колонн в результате центрирования их верхних концов. Центраторы по конструкции делятся на разъемные и неразъемные, пружинные и жесткие, а по характеру закрепления пружинных планок - на сварные и разборные. Их обычно устанавливают в средней части каждой обсадной трубы, т.е. в местах наибольшего изгиба. При креплении наклонно направленных скважин применение центраторов обязательно. Число центраторов, их тип и место установки определяются в соответствии с [4-6, 12]. Рисунок 10 - Центратор типа ЦЦ Основные параметры центраторов представлены в таблице 18. Скребки используют для разрушения корки бурового раствора на стенках скважины при спуске обсадной колонны в процессе ее цементирования в целях получения прочного контакта цементного камня с горной породой. Проволочные скребки корончатого типа комплектуют упорным кольцом "стоп" с витым клином и устанавливают на обсадной колонне рядом с центратором, выше и ниже каждого из них. Допускаемая осевая 46 нагрузка на ограничительное кольцо СК 1,18 тс. На рисунке 11 представлен скребок корончатого типа СК. Таблица 18 – Основные технические параметры центраторов Обозначение цен- Наружный Внутренний тратора диаметр, мм диаметр, мм ЦЦ-140/191-216-1 ЦЦ-146/216-1 ЦЦ-168/216-245-1 ЦЦ-245/295-320-1 ЦЦ-2-140/216 ЦЦ-2-146/216 ЦЦ-2-168/216 ЦЦ-4-245/295 ЦЦ-4-273/320 ЦЦ-4-324/394 ЦЦ-4-340/445 264 270 292 370 270 275 300 370 380 445 530 142 148 171 249 142 148 172 249 278 329 345 Максимальная Количество радиальная планок, шт нагрузка, Н 7850 7850 7850 10450 12000 12000 12000 13500 13500 18000 18000 6 6 6 8 6 6 6 8 8 10 10 Масса, кг 9,0 9,2 10,5 15,0 8,0 8,4 9,9 14,2 15,2 18,7 20,3 Рисунок 11 - Скребок корончатый типа СК: 1-корпус; 2-штифт; 3-скребущие элементы; 4-накладки; 5-стопорные кольца; 6-клинья; 7-обсадная труба Турбулизаторы предназначены для завихрения восходящего потока тампонажного раствора в затрубном пространстве при цементировании скважины. Их устанавливают на обсадной колонне в зонах расширения ствола скважины на расстоянии не более 3 м друг от друга. Лопасти турбулизаторов могут быть металлическими или резиновыми (резина покры- 47 вается двумя слоями кордной хлопчатобумажной ткани). Угол наклона лопастей турбулизатора типа ЦТ к его вертикальной оси 30; допустимая осевая нагрузка на корпус 1,18 тс. На рисунке 12 представлены центраторы – турбулизаторы с упругими (ЦТ) и жесткими (ЦТГ) лопастями. Рисунок 12 - Центраторы-турбулизаторы с упругими (ЦТ) и жесткими (ЦТГ) лопастями; 1-накладки; 2-упругие лопасти; 3корпус; 4-винтовой клин. Муфты ступенчатого цементирования применяют для крепления скважин в тех случаях, когда возникает необходимость подъема тампонажного раствора на большую высоту (до 3000 м и более). При оснащении обсадных колонн указанными муфтами становится возможным цементирование скважин в две ступени как с разрывом во времени между ступенями, так и без него. В стволе скважин их рекомендуется устанавливать в интервалах устойчивых непроницаемых пород и на участках, где отсутствуют уширения, каверны или желобообразования, а в наклонно направленных скважинах -также в вертикальной части ствола. Параметры муфт для ступенчатого цементирования и пакеров представлены в таблице 19. Основные технические данные пакеров типа ППГУ представлены в таблице 20. 48 Таблица 19 - Технические параметры муфт для ступенчатого цементирования и пакеров Шифр изделия Наружный диаметр, не более, мм Длина в рабочем положении, не более, мм 2145 2145 2145 4100 4100 4200 4200 6500 6500 4100 Внутренний диаметр, не менее, мм МЦП-140М 178 124 МЦП-146М 178 124 МЦП-168М 200 144 ППГУ-140 180 120 ППГУ-146 180 124 ППГУ-146 СМЦ 1Т 182 124 ППГУ-146 СМЦ 1М 182 124 ППГУ-146 СМЦ 2Т 182 124 ППГУ-146 СМЦ 2М 182 124 ППГУ-168 200 144 Примечание. В шифрах изделий: 140, 146, 168 – наружный диаметр обсадной колонны, на которой устанавливаются муфта и пакер; М - исполнение муфты специально для манжетного цементирования; СМЦ - исполнение пакера специально для манжетного и селективно-манжетного цементирования; 1,2 - количество секций рукавного уплотнительного элемента; Т, М - исполнение силового слоя рукавного уплотнительного элемента – соответственно, тканевый и металлический. Таблица 20 - Технические данные пакеров типа ППГУ Наименование показателя ППГУ-146 СМЦ 1Т ППГУ-146 СМЦ 2Т ППГУ-146 СМЦ 1М ППГУ-146 СМЦ 2М 1 Максимальный перепад давления между разобщенными зонами при номинальном коэффициенте пакеровки, МПа Избыточное давление в проходном канале при подготовки пакера срабатыванию, не менее МПа Управляющее давление установки пакера, МПа Перепад давления на редукционнообратный клапан, обеспечивающий подачу жидкости под нижний уплотнительный элемент, не менее , МПа Длина перекрываемой уплотнительным элементом пакера зоны, мм не более 2 3 4 5 16,5 22 16,5 22 6 12 9 6 12 6 1140 49 2280 6 1140 2280 Продолжение таблицы 20 1 Расстояние от торца муфты пакера до его уплотнительного элемента, не более, мм Максимальная рабочая температура, град С Максимальное внутреннее избыточное давление на корпус пакера, МПа Максимальное наружное избыточное давление на корпус пакера, МПа Максимальная растягивающая осевая нагрузка на корпус пакера, кН Диаметр проходного канала, мм Наружный диаметр, мм Длина в рабочем положении, мм Масса , кг 2 3 4 5 4100 260 6400 400 2110 150 35 30 850 124 182 4100 240 3400 380 На рисунке 13 представлен пакер проходной гидравлический универсальный заколонный типа ППГУ. На рисунке 14 представлен пакер двухступенчатого и манжетного цементирования типа ПДМ. На рисунке 15 представлены пробки ПДМ. 1-присоединительный переводник; 2- стальная обойма; 3-рукав; 4-корпус уплотнительного узла; 5-стальная обойма; 6-клапан пакеровки-допакеровки; 7-уравнительный клапан; 8-предохранительныцй клапан; 9-корпус–патрубок; 10-втулка; 11-седло радиально-разжимное; 12-пробка полая срезная; 13-верхний присоединительный переводник Рисунок 13 - Пакер проходной гидравлический универсальный заколонный типа ППГУ: 50 1-корпус уплотнительного элемента; 2-уплотнительный элемент рукавного типа; 3-обжимные кольца; 4-корпус клапанного узла; 5-нижняя втулка; 6-кольцо; 7-уплотнительные кольца; 8-срезные винты; 9-втулка; 10-уплотнительные кольца; 11-срезные штифты; 12-верхняя втулка; 13-уплотнительное кольцо; 14-пружинный разрезной фиксатор; 15-штифты; 16-кольцо; 17-гильза; 18 – верхний переводник; 19- нижний переводник; 20 -уплотнительный сальник. Г – проходной канал; Д – уравнительный канал; Е – верхняя срезная втулка; Ж – посадочное гнездо для нижней разделительной пробки; И – верхняя втулка Рисунок 14 - Пакер двухступенчатого и манжетного цементирования типа ПДМ: Технические характеристики пакеров типа ПДМ приведены в таблице 21. Состав пакера типа ПДМ приведен в таблице 22. 51 Таблица 21 - Технические характеристики пакеров типа ПДМ Наименование показателей ПДМ140 ПДМ140-1 ПДМ140-2 ПДМ146 ПДМ140-3 3 4 5 Величина ПДМ146-1 ПДМ168-1 ПДМ168-2 ПДМ146-2 6 7 8 ПДМ168-3 ПДМ178-1 1 2 9 10 Условный диаметр 140 140 140 146 146 168 168 168 178 колонны, мм Наружный диаметр 175 177 200 198 200 203 пакера, мм Диаметр проходно120 120 124 130 126 150 144 144 155 го канала, мм Рабочая длина уплотнительного 1130 1150 1130 1150 1130 1150 элемента, мм Длина пакера, мм 3250 3320 3320 3250 3320 3250 3250 3320 3320 Масса , кг 210 230 210 190 210 220 230 250 235 ПрисоединительОТТМная резьба по ОТТМ-140 ОТТМ-140 ОТТМ-146 ОТТМ-146 ОТТМ-168 ОТТМ-168 ОТТМ-168 ОТТМ-178 140 ГОСТ 632-80 Рукав уплотниРУПСПТ РУП 168 РУП162 тельный ТУ 38 РУП 142 РУП СП Т 147 РУП147 147 РУПСПТ168 РУПСПТ175 РУП Т РУП Т 1052023-92 РУПТ142 РУП СП 147 РУП Т147 РУПСП РУП СП168 РУП СП175 168 162 147 Максимальный перепад давления на 12 17,5 17,5 12 17,5 12 12 17,5 15 уплотнительных элементах, МПа 52 ПДМ178-2 11 178 209 155 3320 250 ОТТМ-178 РУПСПТ 178 РУП СП178 15 Окончание таблицы 21 1 Давление пакеровки, МПа, Максимальный расход жидкости через пакер, л/с Максимальная рабочая температура, 0 С Максимальное наружное давление на корпус, МПа Максимальное внутреннее давление, МПа Максимальная грузоподъемность, кН 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 Минимальное-8, максимальное -10 60 100 150 150 100 150 100 100 150 150 150 57 60 50 40 48 37 37 49 35 40 63 67 56 46 55 43 43 55 41 45 1400 1400 1250 1250 1300 1500 1500 1700 1500 1800 По требованию заказчика допускается использовать рукава резино-троссовые соответствующих размеров (ГАТЕ 286-85) фирмы «Таурус» Венгерская республика. 53 Таблица 22 - Состав пакера типа ПДМ Наименование составной части Заглушка Заглушка Пробка Пробка Пробка Пробка Пробка Патрубок Пробка Патрубок Обозначение составной части ПДМ 140 ПДМ 140-2 ПДМ 140-3 ПДМ 146 ПДМ 146-1 ПДМ 146-2 ПДМ 140-1 ПДМ 168-1 ПДМ 168-2, ПДМ 168-3 ПДМ 178-1, ПДМ 178-2 ПДМ.030- ПДМ.030- ПДМ.030ПДМ.168.030ПДМ.168.030 ПДМ.168.030 01 01 01 01 ПДМ.040- ПДМ.040- ПДМ.040ПДМ.168.040ПДМ.040 ПДМ.040 ПДМ.040 ПДМ.168.040 ПДМ.168.040 01 01 01 01 ПДМ.050 ПДМ.050 ПДМ.050 ПДМ.050 ПДМ.050 ПДМ.050 ПДМ.168.050 ПДМ.168.050 ПДМ.168.050 ПДМ.060 ПДМ.060 ПДМ.060 ПДМ.060 ПДМ.168.060 ПДМ.168.060 ПДМ.168.060 ПДМ.070 ПДМ.070 ПДМ.070 ПДМ.070 ПДМ.168.070 ПДМ.168.070 ПДМ168.070 ПДМ.070- ПДМ.070ПДМ.070- ПДМ.070ПДМ.168.070- ПДМ.168.070- ПДМ.168.07001 01 01 01 01 01 01 ПДМ.070ПДМ.07002 02 ПДМ.080ПДМ.080- ПДМ.080ПДМ.168.080- ПДМ.168.080ПДМ.080 ПДМ.168.080 02 01 03 01 03 ПДМ.090- ПДМ.090ПДМ.168.090ПДМ.090 ПДМ.090 ПДМ168.090 ПДМ168.090 01 01 01 ПДМ.043ПДМ.043- ПДМ.043- ПДМ.043ПДМ168.043- ПДМ168.043ПДМ.043 ПДМ.043 ПДМ168.043 01 02 03 03 01 03 ПДМ.030 ПДМ.030 ПДМ.030 54 Колво шт. 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 Рисунок 15 - Разновидности ПДМ: а - пробка ПДМ.050; б- пробка ПДМ.060; в- пробка ПДМ.070; г- пробка дополнительная ПДМ.070-01; д- пробка дополнительная ПДМ.070-02;е- пробка проточная ПДМ.090-01; жпатрубок ПДМ.080 55 Таблица 23 - Характеристики пробок ПДМ Обозначение ПДМ.050 ПДМ.168.050 ПДМ.060 ПДМ.168.060 ПДМ.070 ПДМ.168.070 ПДМ.070-01 ПДМ.168.070-01 ПДМ.070-02 ПДМ.168.070-02 ПДМ.090. ПДМ.090-01 ПДМ.168.090. ПДМ.168.090-01 ПДМ.080 ПДМ.080-01 ПДМ.080-02 ПДМ.080-03 ПДМ168.080 ПДМ168.080-01 ПДМ168.080-03 Условный диаметр, мм 140, 146 168, 178 140, 146 168, 178 140, 146 168,178 140, 146 168, 178 140, 146 168, 178 140 146 168 178 140 146 140 146 168 168 178 D, мм D1, мм D2, мм L, мм 138 165 95 115 135 165 135 165 132 162 130 136 158 168 159 166 159 166 188 188 198 99 119 89 109 95 115 95 115 89 109 89 109 270 280 320 350 305 305 320 325 370 350 133 110 325 165 120 325 ОТТМ-140 ОТТМ-146 ОТТМ-140 ОТТМ-146 ОТТМ-168 ОТТМ-168 ОТТМ-178 120 130 124 126 150 144 155 350 350 350 350 350 350 350 Разъединители хвостовиков и секций обсадных колонн предназначены для безопасного спуска на бурильных трубах и для цементирования потайных колонн (хвостовиков) или секций обсадных колонн и последующего отсоединения от них бурильных труб. Разъединители делятся на резьбовые (левая резьба) и безрезьбовые, к которым относятся кулачковые, замковые и штифтовые разъединители. Разъединители оснащены внутренним пакерующим узлом для обеспечения циркуляции жидкости через башмак потайной колонны или секции обсадной колонны после отсоединения обсадных труб от бурильных в разъединителе и цементирования их. Наличие секционной разъединительной пробки в разъединителях позволяет в процессе цементирования потайных колонн и секций обсадных колонн разобщать тампонажный раствор и продавочную жидкость. 56 Подвесные устройства применяют для подвешивания хвостовиков или секции обсадных колонн в стволе скважины с целью предотвращения их изгиба от действия собственного веса. Глубинную подвеску потайных колонн и секций обсадных колонн при креплении скважин производят тремя способами: на цементном камне, клиньях и опорной поверхности. Потайные колонны и секции обсадных колонн можно подвешивать на цементном камне в обсаженной и необсаженной частях ствола без ограничений их длины, глубины скважины и кольцевых зазоров, но при обязательном подъеме тампонажного раствора на всю длину цементируемой колонны. Комплекс технических средств для спуска, подвески и герметизации хвостовиков 114 мм без их цементирования ПХН 114 / 168. ПХН 114 /168 комплекс технических средств для спуска и подвески хвостовика диаметром 114 мм с установкой заколонных проходных пакеров между скважинными фильтрами и герметизацией межтрубного пространства при установке хвостовика в колонне 168 мм. В комплекс технических средств ПХН 114 /168 входят: модуль разъединителя подвески; модуль пакера подвески; модуль якоря подвески; фильтр типа ФГС ; дроссельный клапан; обратный клапан; башмак; центратор. При использовании комплекса технических средств осуществляется следующая совокупность технологических операций: спуск комплекса технических средств в составе хвостовика 114 мм на транспортировочной колонне труб; проведение промывок скважины, и при создании определенно- го расхода жидкости (5 -6 л/сек) , приведение в действие дроссельнозапорного клапана и создания внутреннего давления для приведения в действие технических средств; приведение в действие заколонных проходных пакеров, уста- новленных между скважинными фильтрами; 57 приведение в действие модульных узлов подвески хвостовика проведение промывки и подъем транспортировочной колонны. Приведение в действие технических средств обеспечивается последовательно от забоя к устью скважины поэтапным повышением внутреннего избыточного давления в хвостовике, соединенном с транспортировочной колонной. Повышение внутреннего избыточного давления осуществляется в заданном режиме с предварительной настройкой каждого технического средства на поверхности. Исходные данные и основные конструктивные параметры комплекса технических средств ПХН 114 / 168 приведены в таблице 24. Комплекс технических средств для спуска, подвески и цементирования хвостовиков диаметром 114 мм ПХЦ 114/168. В состав комплекса ПХЦ 114/168 входят: башмак колонный УСПГХ 114/168.080; тарельчатый обратный клапан УСПГХ 114/168.070 ; капан рассекатель УСПГХ 114/168.100 ; "стоп" патрубок УСПГХ 114/168.090А ; узел якоря ПХЦ 114/168.030; узел пакера ПХЦ 114/168.020 ; узел разъединителя ПХЦ 114/168; полая подвесная пробка УСПГХ 114/168.010А ; патрубок цементировочный ПЦ 114.000; пробка цементировочная УСПГХ 114/168.050А; жесткий центратор прямоточный ЦПЖ-114 При использовании комплекса технических средств осуществляется следующая совокупность технологических операций: спуск комплекса технических средств в составе хвостовика 114 мм на равнопроходной транспортировочной колонне труб с внутренним диаметром не менее 55 мм; проведение прямого цементирования хвостовика с пуском поролоновой пробки перед закачкой цементного раствора и пуском верхней цементировочной пробки для разделения цементного раствора от продавочной жидкости; стыковка верхней цементировочной пробки с полой цементировочной пробкой, установленной в подвеске хвостовика; 58 продавливание цементного раствора в затрубное пространство хвостовика и получение сигнала (стоп) при давлении Рз - 10,0 МПа; приведение в действие модульных узлов подвески хвостовика проведение промывки и подъём транспортировочной колонны. Приведение в действие технических средств обеспечивается последовательно от забоя к устью скважины за несколько приемов повышения внутреннего избыточного давления в хвостовике, соединенном с транспортировочной колонной. Повышение внутреннего избыточного давления осуществляется в заданном режиме с предварительной настройкой каждого технического средства на поверхности. Устройства спуска, подвески и герметизации хвостовика типа УСПГХ-114/168. Устройство предназначено для спуска, цементирования и подвески хвостовика диаметром 114,3 мм с герметизацией межтрубного пространства при подвеске его в обсадной колонне диаметром I68,3 мм. Техническая характеристика приведена в таблице 24. Таблица 24 - Основные технические данные подвесок хвостовиков № п/п 1 1 2 3 4 5 6 7 Наименование параметров 2 Условный диаметр хвостовика, мм Условный диаметр обсадной колонны, мм Максимальный наружный диаметр комплекса, мм Проходной диаметр устройств комплекса, мм Максимальный диаметр окружности, описывающий раздвижные и герметизирующие элементы комплекса в рабочем положении, мм Длина узлов (разъединитель +пакер + якорь), мм, не более, Масса узлов (разъединитель + пакер + якорь), кг, не более, 59 ПХН 114 / 168 3 114 ПХЦ 114/168 4 114 УСПГХ 114/168 5 114 168 168 168 144 144 142 97 97 95 155 157 155 2690 5170 3000 200 530 200 Окончание таблицы 24 1 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2 Максимальный вес подвешиваемого хвостовика, кН (тн) Избыточное давление на верхнюю продавочную пробку, Р1, МПа Давление срабатывания заякоривающего устройства Р2, МПа Давление срабатывания гидромеханического пакера, Р3, МПа Давление срабатывания разъединяющего узла, Р4, МПа Максимальный перепад давления между разобщаемыми зонами, Р, МПа Максимальная рабочая температура, 0С Присоединительная резьба верхняя по ГОСТ 28487-90 Присоединительная резьба нижняя по ГОСТ 632-80 Избыточное давление для посадки в патрубок с упорным кольцом подвесной и продавочной пробок вместе, МПа Максимальный обратный перепад давления на подвесную и продавочную пробки на упорном кольце после приведения устройства в действие, МПа Минимальное осевое усилие сдвига устройства в рабочем положении, кН 3 4 5 200 (20) 200 (20) 200 (20) - 5,0 4,0 12,0 9,0 11,0 12,0 12,0 15,0 16,0 15,0 16,0 30,0 30,0 30,0 100 100 120 З-101 З-101 З-101 ОТТМ 114 ОТТМ 114 ОТТМ 114 - - 4,0 - - 20,0 - - 250-300 Комплекс КРР 146 предназначен для: герметичного разобщения горизонтальной части ствола скважины заколонными проходными гидравлическими пакерами, заполняемыми твердеющим материалом; размещения между пакерами механически управляемых - откры- ваемых и закрываемых - колонных фильтров и клапанов; проведения операций пакеровки скважины и регулирования ко- лонных фильтров и клапанов с помощью многофункционального внутриколонного управляющего инструмента, 60 спускаемого на насосно- компрессорных трубах (НКТ) и приводимого в действие гидравлическими и механическими операциями. Область применения комплекса - скважины диаметром 215,9 мм, обсаженные эксплуатационными колоннами: диаметром 146 мм с горизонтальным окончанием ствола, вскрывающим отложения, которые должны быть разобщены в заколонном пространстве скважины без ухудшения их коллекторных свойств и с возможностью их сообщения и разобщения с полостью эксплуатационной колонны через механически управляемые фильтрующие и перепускные устройства. В состав комплекса входят: центраторы спиральные турбулизирующие; муфта циркуляционная для цементирования МЦП-146; пакер ППГУ146; скважинный управляемый клапан КРР 146.03;. фильтр скважинный управляемый КРР 146.02.; пакер КРР146.01.; обратный клапан ТОК-146; фиксатор МЦП-220; доливное устройство ДУ-146; башмак цельнометаллический БОК-146. Технические данные комплекса КРР 146 приведены в таблице 25. Разделительные цементировочные пробки используют для разобщения тампонажного раствора от бурового и продавочной жидкости при цементировании обсадных колонн, а также получения сигнала об окончании процесса продавливания тампонажного раствора. Они делятся на нижние и верхние. Нижнюю пробку вводят в обсадную колонну непосредственно перед закачкой тампонажного раствора для предотвращения его смешивания с буровым раствором. Верхнюю пробку вводят в обсадную колонну после закачки тампонажного раствора и перед закачкой продавочной жидкости. При цементировании потайных колонн и секций обсадных колонн 61 Таблица 25 - Технические данные комплекса КРР 146 Наименование параметров Величина Максимальное внутреннее давление, МПа 25 Максимальная растягивающая осевая нагрузка, кН * 800 Наружный диаметр, не более, мм 180 Диаметр проходного канала, не менее, мм 124 Длина рукавного уплотнительного элемента пакера, не менее, мм ** 3000 Объем заправляемой в пакер смолы, не более, л Длина фильтрующего элемента колонного фильтра, не менее, мм *** Величина зазора в фильтрующем элементе 18 3000 0.25+0.05 Длина в рабочем положении, не более, мм пакера 7113 фильтра 5827 клапана 2827 Длина в транспортном положении, не более, мм пакера 7216 фильтра 6046 клапана 3046 Масса в рабочем положении, не более, кг пакера 360 фильтра 265 клапана 140 Масса в транспортном положении, не более, кг пакера 370 фильтра 275 клапана 150 Масса комплекса, не более, кг 3000 Присоединительные резьбы ОТТМ ГОСТ 632-80 146 * Определяется опытным путем ** Могут совместно устанавливаться два и более заколонных пакера *** Могут совместно устанавливаться два и более фильтра 62 используют верхние двухсекционные пробки, состоящие из двух частей: нижней части, подвешиваемой на средних калиброванных штифтах в обсадной трубе, соединенной с бурильной колонной, и верхней части, продавливаемой по бурильным трубам. Основные технические параметры комплекта разделительных пробок с фиксатором КРПФ 140-146 представлены в таблице 26 и на рисунке 16. Таблица 26 - Основные параметры КРПФ 140-146 Условный внутренний диаметр колонны, мм Диаметр манжет пробок, мм Длина пробок, мм Перепад давления, выдерживаемый комплектом после фиксации между собой и на стоп-кольцо, МПа, не менее Давление срабатывания диафрагмы, МПа, не более Рабочая температура, 0С (К) Масса комплекта, кг, не более 140-146 143 345; 350 15 1,5 130 (403) 8 Рисунок 16 - Комплект разделительных пробок с фиксатором КРПФ 140-146: I-пробка верхняя ПРВФ; II-пробка нижняя ПРНФ; III- кольцо-стоп; 1-корпус; 2-наконечник; 3манжета; 4-диафрагма; 5-уплотнительное кольцо; 6штифт; 7- кольцо разрезное (фиксатор); 8- воронка; 9место маркировки. 63 Таблица 27 - Технологическая оснастка обсадных колонн Номер колонны в порядке спуска 1 1 2 Название колонны, условный диаметр, мм 2 Направление 426 324 Кондуктор 426 324 245 3 Промежуточная 245 Эксплуатационная колонна 168 4 146 Номер в порядке спуска Элементы технологической оснастки Диаметр, мм ГОСТ, ОСТ, МРТУ, Наименование, шифр, типоразмер ТУ и т.д. на изготов- НаружВнутление ный ренний Длина (высота), мм Масса, кг. Количество, шт. 3 4 5 6 7 8 9 10 1 1 Башмак Б-426 Башмак Б-324 ОСТ 26-02-227-71 ОСТ 26-02-227-71 451 351 407 308 400 350 96 60 1 1 1 2 1 2 1 2 3 4 1 2 3 4 Башмак БК-426 Центратор ЦЦ-426/508-2 Башмак БК-324 Центратор ЦЦ-324/394-2 Башмак БК-245 Центратор-245/295-320-2 Обратный клапан ЦКОД-245-2 Пробка ПВЦ-219-245 Башмак БК-245 Обратный клапан ЦКОД-245-2 Центратор-245/295-320-2 Пробка ПВЦ-219-245 ОСТ 39-011-74 ТУ 39-01-08-283-77 ОСТ 39-011-74 ТУ 39-01-08-283-77 ОСТ 39-011-74 ТУ 39-01-08-283-77 ТУ 39-01-08-283-77 ТУ 39-01-268-76 ОСТ 39-011-74 ТУ 39-01-08-283-77 ТУ 39-01-08-283-77 ТУ 39-01-268-76 451 580 351 430 270 370 270 235 270 270 370 235 220 428 160 324 120 247 494 680 437 680 413 680 365 290 413 365 680 290 140 42,8 83 28,5 57 16,8 57 18 57 57,2 16,8 18 1 3 1 3 1 3 1 1 1 1 х 1 1 2 3 4 Башмак БК-168 ОТТМ Обратный клапан ЦКОД-168-2 ОТТМ Центратор ЦЦ-168/216-245-2 Пакер ПГП-168 Пакер ПДМ-168 Пробка ПВЦ-146-168 Башмак –146 ОТТМ ОСТ 39-011-74 ТУ 39-01-082-281-77 ТУ 39-01-08-283-77 ОСТ 39-149-83 ОСТ 39-149-83 ТУ 39-01-268-76 ОСТ-30-011-74 188 188 292 195 200 158 166 80 324 350 680 4500 4000 205 334 26 25 11,3 360 360 5 22 1 1 х х хх 1 1 5 1 120 247 170 144 144 70 Окончание таблицы 27 1 2 140 Хвостовик 114 5 3 2 3 4 4 Обратный клапан ЦКОД-146 ОТТМ Центратор ЦЦ-146/191-216-2 Пакер ПГПМ-146 Пакер ПГМД-146 5 Пробка ПВЦ-146-168 1 Башмак БК-140 2 Обратный клапан ЦКОД-140-1 3 Центратор 140/191-216-2 4 Пакер ПГП-140 5 Пробка ПВЦ 140-168 В случае установки без цементирования 1 Башмак БК-114 2 Пакер ПМП-114 В случае цементирования 1 Башмак БК-114 2 Обратный клапан ЦКОД-114-1 3 Пробка СП-114х146 5 ТУ-39-01-08-281-77 ТУ 39-01-08-283-77 ОСТ 39-149-83 ОСТ 39-149-83 ТУ 39-01-268-76 ОСТ-30-011-74 ТУ-39-01-08-281-77 ТУ 39-01-08-283-77 ОСТ 39-149-83 ТУ 39-01-268-76 6 166 270 175 175 158 159 159 264 175 158 ОСТ-39-011-74 ОСТ 39-149-83 133 140 ОСТ-30-011-74 ТУ-39-01-08-281-77 ТУ 39-201-76 133 133 136 7 8 350 620 4500 4000 205 326 350 620 4500 205 9 19,8 10,3 185 185 5 20 17 10 185 5 10 1 х х хх 1 1 1 х х 1 50 98 76,5 805 15 68 1 1 50 76,5 290 25 15 11 3,8 1 1 1 148 124 124 70 140 119 Примечание: 1. Использовать пробки без металлического сердечника. 2. Установка пакеров, скребков и турбулизаторов производится согласно п.5.5. РД 5753490-009-98 в скважинах с близким расположением нефтегазоводоносных горизонтов. Х. Количество элементов оснастки определяется исходя из конкретных геолого-технических условий. ХХ. Установка пакеров ПДМ предусматривается в случае невозможности цементирования скважины в одну ступень. 3. Сборка в одной колонне труб с невзаимозаменяемыми резьбовыми соединениями производится с помощью переводников, изготовленных на ЦБПО или ЦТБ. 4. Взамен пакеров типа ПГП могут использоваться пакеры типа ПГПМ. 5. Рекомендуется также использовать: патрубки для установки колонных головок диаметром 146, 168, 245 мм и превентора 245 мм.; жесткий центратор с опорным кольцом для подвески колонны 146, 168, 245 мм в кондукторе; прямоточный центратор ЦПЖ 146/195; подгонные, реперные, допускные патрубки. 65 Результаты расчетов и обоснований для данного раздела представить в виде таблицы (например, таблица 28 ) Таблица 28 – Элементы оснастки обсадной колонны (пример) Название колонны 1 Диаметр колонны, мм 2 Вид оснастки 3 Тип, Шифр, Стандарт 4 Количество 5 Глубина установки, м. (от устья скважины) 6 2.6 Спуск обсадных колонн В данном разделе обосновываются виды и объемы подготовительных работ к спуску обсадной колонны, а именно: - интервалы и скорость проработки отдельных интервалов; - компоновка бурильной колонны для проработки ствола и кольматации проницаемых участков; - интенсивность и продолжительность промывки; - комплекс геофизических исследований перед спуском; - способ спуска обсадных колонн (в один прием или по частям); - для хвостовиков – способ подвески, расчет бурильных труб на прочность при растяжении [13]; - рассчитываются предельная скорость спуска колонны [2] и допустимая величина ее опорожнения при спуске [2]; Предельная скорость спуска обсадной колонны определяется из соотношения Рс = Ргст +Ргд ≤ Ргр, где Ргст - гидростатическое давление столба промывочной жидкости на глубине наиболее слабого пласта (пласта с наименьшим индексом давления начала поглощения или гидроразрыва); Ргд - гидродинамическое давление в скважине при спуске колонны труб с закрытым нижним концом; Ргр - давление начала поглощения (гидроразрыва) наиболее слабого пласта. 66 Гидродинамические давления при спуске определяются: при турбулентном течении вытесняемой жидкости по формуле (43); при ламинарном течении по формуле (44) 2 ρпж λ n liU i Ргд = ∑D 2 i =1 i (43) n l Ргд = 4τ 0 ∑ i (44) i =1 βi Di В формулах (43) и (44) li , Di , - соответственно длина и гидравлический диаметр кольцевого пространства на i - том участке, м; Ui - скорость течения жидкости на i - том участке, м/с; n – количество участков кольцевого пространства различного размера от устья до наиболее слабого пласта, τ0 – динамическое напряжение сдвига, Па; λ - коэффициент гидравлических сопротивлений. Коэффициент β является функцией параметра Сен-Венана Илюшина и находится по графикам, приведенным в [2] или по интерполяционной формуле (для интервала 10 < Sеn < 900) β = ( 0,236 + 0,033Sen ) /( 1 + 0,036Sen ) (45) Скорость течения вытесняемой жидкости при спуске колонны труб с закрытым нижним концом определяется из выражения ж; где 2 Doi Т ( вТ ) 2 2 Dci Doi (46) ωT - скорость движения труб, м/с; Dоi Dсi, - соответственно, диаметр скважины и наружный диаметр обсадных труб, мм на i - том участке скважины, м; вТ - коэффициент, учитывающий увлечение части жидкости стенками колонны труб. Для практических расчетов можно принимать вТ=0,5. По приведенным уравнениям строится зависимость T Pc = f (ωT ) и, зная значение Ргр, по графику находится предельно допустимая скорость спуска колонны труб. 67 Величина практической скорости, соответствующей смене режимов течения находится из выражений (47 или 48). кр где Re кр (47) пж ( Dc Do ) Reкр = 7,3Не 0,58 + 2100 ; η – пластическая вязкость промывочной жидкости, Па∙с; Не - параметр Хедстрема, определяется из уравнения 0 пж ( Dc Do) 2 Не 2 Для упрощенных расчетов ωкр можно определить из выражения ωкр ≈25 τ0 ρпж (48) Полученные значения скорости спуска сравниваются с нормативными, после чего принимается окончательное решение, которое записывается в геолого-техническом наряде (ГТН). Допустимая глубина опорожнения колонны при спуске определяется из условия предупреждения ее смятия наружным избыточным давлением. Н Ркр Ргд пж g (49) где Ркр - критическое давление на смятие, МПа; Ргд - гидродинамическое давление в заколонном пространстве, МПа, при принятой скорости спуска. 3 ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ СКВАЖИН 3.1 Обоснование способа цементирования и расчета параметров процесса цементирования Способ цементирования зависит от геологических условий разбуриваемой площади, высоты подъема тампонажного раствора, опасности возникновения газопроявлений, наличия необходимого количества цементировочной техники, технологической оснастки и т.д. Можно выбрать прямой (одноступенча- 68 тый, многоступенчатый, с разрывом во времени, без разрыва во времени), обратный, метод встречных заливок и др. Расчет процесса цементирования делится на следующие этапы: - обоснование необходимой плотности тампонажного раствора; - определение вида и потребного количества материалов (цемента, модифицирующих добавок, реагентов, воды для приготовления тампонажных растворов); - обоснование вида и определение объемов продавочной и буферной жидкостей; - расчет необходимого количества цементировочной техники по видам; - обоснование схемы расстановки цементировочной техники; - определение режимов работы цементировочной техники (расчет процесса закачивания и продавливания тампонажного раствора); - определение планируемого времени цементирования, корректировка рецептуры тампонажного раствора. 3.2 Выбор материалов для цементирования скважин Выбор тампонажных материалов и растворов на их основе должен осуществляться с учетом следующих требований: - тампонажный материал и сформированный из него камень должны соответствовать диапазону статических температур в скважине по всему интервалу цементирования; - рецептура тампонажного раствора подбирается по динамической температуре и давлению, ожидаемым в цементируемом интервале скважины; - плотность тампонажного раствора должна быть, как правило, не ниже плотности бурового раствора. Ограничением верхнего предела плотности тампонажного раствора при прочих равных условиях является недопущение гидроразрыва пород в процессе цементирования. Цементный камень при наличии в цементируемом интервале агрессивных сред должен быть коррозионностойким к воздействию этих сред [1]. 69 Тампонажные материалы, используемые при строительстве скважин, должны иметь соответствующие сертификаты качества. Свойства тампонажных материалов и формируемого из них цементного камня должны соответствовать требованиям стандартов. Порядок хранения и сроки использования тампонажных материалов устанавливаются заводом-изготовителем. Для сохранения естественной проницаемости пористых и пористотрещиноватых коллекторов продуктивных отложений тампонажные растворы должны иметь минимально возможную фильтрацию. Общая минерализация тампонажных растворов должна быть близка к минерализации буровых растворов, применяемых при вскрытии продуктивных горизонтов. Расчетная продолжительность процесса цементирования обсадной колонны не должна превышать 75 % времени начала загустевания тампонажного раствора. 3.2.1 Классификация тампонажных материалов по ГОСТ 1581-96 Тампонажными называются материалы, которые при затворении с водой образуют суспензии, способные в условиях скважины превращаться в практически непроницаемое твердое тело. Тампонажные материалы классифицируются по следующим признакам: по виду клинкера и составу основных компонентов; температуре применения; средней плотности тампонажного раствора; устойчивости к воздействию агрессивных пластовых вод; объемным деформациям при твердении. По виду клинкера и составу компонентов тампонажные цементы подразделяются на основе: портландцементного клинкера; глиноземистого клинкера; безклинкерные. Стандарт ГОСТ 1581-96 распространяется на тампонажные портландцементы, изготавливаемые на основе портландцементного клинкера и предназначенные для цементирования нефтяных, газовых и других скважин [16]. По вещественному составу цементы подразделяют на следующие типы: 70 I – тампонажный портландцемент бездобавочный; I-G - тампонажный портландцемент бездобавочный с нормированным требованиями при водоцементном отношении, равном 0,44 ГОСТ 26798.1 [16]; I-Н – тампонажный портландцемент бездобавочный с нормированными требованиями при водоцементном отношении, равном 0,38 ГОСТ 26798.1 [16]; II – тампонажный портландцемент с минеральными добавками; III- тампонажный портландцемент со специальными добавками, регулирующими плотность цементного теста 8 ГОСТ 1581-96 По плотности цементного теста цемент типа III подразделяют на: - облегченный (Об); - утяжеленный (Ут). По температуре применения цементы типов I, II, III подразделяют на цементы, предназначенные для: - низких и нормальных температур (15-50) 0С; - умеренных температур (51-100) 0С; - повышенных температур (100-150) 0С. По сульфатостойкости цементы подразделяют на: а) типы I, II, III - обычный (требования по сульфатостойкости не предъявляют); - сульфатостойкий (СС); б) типы I-G и I-H - высокой сульфатостойкости(CC-1); - умеренной сульфатостойкости (СС-2). Условное обозначение цемента должно состоять из: - буквенных обозначений цемента: ПЦТ – портландцемент тампонажный; - обозначение типа цемента; - обозначение сульфатостойкого цемента; - обозначение средней плотности для цемента типа III – по таблице 29; Таблица 29 – Обозначение средней плотности для цемента типа III 71 Значение плотности цементного теста для цемента типа III, кг/м3 облегченного утяжеленного обозначение средобозначение средплотность 40 плотность 40 ней плотности ней плотности Об 4 1400 Ут 0 2000 Об 5 1500 Ут 1 2100 Об 6 1600 Ут 2 2200 Ут 3 2300 - обозначенние максимальной температуры применения цемента; - обозначение гидрофобизации или пластификации цемента – ГФ или ПЛ; - обозначение стандарта ГОСТ-1581-96. Примеры условных обозначений 1 Портландцемент тампонажный с минеральными добавками сульфатостойкий для низких и нормальных температур ПЦТ II-СС-50 ГОСТ 1581-96 2 Портландцемент тампонажный бездобавочный с нормированными требованиями при водоцементном отношении, равном 0,44, умеренной сульфатостойкости ПЦТ I-G-СС-2 ГОСТ 1581-96 3 Портландцемент тампонажный со специальными добавками облегченной плотностью 1,53 г/см3, для умеренных температур гидрофобизированный ПЦТ III-Об 5-100-ГФ ГОСТ 1581-96 3.2.2 Тампонажные материалы и химреагенты согласно классифи ции АРI Для цементирования нефтяных и газовых скважин в США в качестве базового цемента используется портландцемент - чистый или с примесями [18]. Такие тампонажные материалы подразделяются на девять основных классов (А, В, С, D, Е, F, G, Н, I) по следующим признакам: приблизительный интервал глубин и оптимальные температуры использования, сульфатостойкость соответствующего класса. 72 Дополнительные требования в тампонажным раствора таковы: - максимальная седиментация для цементов классов G и Н не должна превышать 1,4 %; - прочность на сжатие камня из цемента класса I через 7 сут не должна быть ниже, чем через 1 сут твердения. Время твердения растворов обусловлено продолжительностью процесса цементирования с запасом 25 %. Для цементов классов G и Н задается минимальное время затвердения, которое составляет 2 ч. Давление при проведении измерений времени затвердения должно соответствовать гидростатическому давлению, которое создается цементным раствором с определенной плотностью. Для цементирования скважин со сложными геолого-техническими условиями, которым не соответствуют портландцемент по классификации АРI, используются специальные цементы. К специальным цементам относятся следующие: 1 Облегченные тампонажные материалы, в частности, пуцолановый цемент (изготавливается путем совместного помола портландцементного клинкера и пуццолана), цементно-зольные смеси, пуцоланово- известковый и зольно-известковый цементы. Существуют также методы образования сверхлегких тампонажных растворов (р < 1250 кг/м3). Такая низкая плотность тампонажного раствора достигается путем насыщения его пустотными микросферами или сжатым азотом при предварительной его обработке ПАВ, стабилизирующим пену. 2 Утяжеленные тампонажные материалы, которые образуются двумя способами: - введением примеси утяжелителя, в частности, песка, барита, ильменита, гематитовой руды; - снижением водоцементного отношения с сохранением подвижности тампонажного раствора за счет введения в него пластификаторов. 73 3. Расширяющиеся цементы. Расширение в специальных цементах, которые изготавливаются в США, обусловлено образованием в процессе гидратации гидросульфоаминатов типа эттрингита. Абсолютная величина расширения не должна превышать 0,5 %. Существует три основных типа расширяющихся цементов: 1) тип К - смесь портландцемента с сульфоаминатом кальция; 2) тип S - портландцемент (класс А) с повышенным содержанием С3А и примесью СаSO4 1/2Н2О; 3) тип М - портландцемент (класс А) с незначительной примесью кислотостойкого цемента. К специальным цементам также относят: - цементы с примесью латекса (латекс-цементы); они отличаются низкой водоотдачей, улучшенными реологическими параметрами, а цементный камень приобретает высокую упругость; - портландцемента с примесью бентонита (8-25 %) и пластификаторов (лигносульфоната); такие составы имеют низкую водоотдачу и относятся к облегченным цементам; - солевые гельцементы, которые изготавливаются из портландцемента, бентонита (12-16 %), соли (например, NаС1), лигносульфоната кальция (0,1-1,5 %); они отличаются пониженной вязкостью и используются для цементирования солевых отложений. Для регулирования свойств тампонажных растворов используются: - ускорители твердения: хлористый кальций, хлористый натрий, кремнекислый натрий и другие неорганические ускорители; - замедлители твердения для низких температур: MRL-1, (3), (L); НR4, (7), (6L); D-13 (81); R-5; WR-1, (2), (L1). для высоких и сверхвысоких температур MHR-8, (9), (L); HR-12, (15), (13L); D-28, (29); R-11, (15L); M6; WR-6, (7); такие замедлители относятся к лигносульфонатам, органическим кислотам, производным целлюлозы, боратам и др.; 74 - пластификаторы МСD-3, (4) (L); TF-3, (4), (5); D-30, (31), (45), (65), (80), (31L); CFR-1, (2) и др.; пластификаторы марки CFR одновременно являются замедлителями твердения; большинство пластификаторов представляют собой модифицированные лигносульфонаты и низкомолекулярные водорастворимые смолы; - вещества понижающие водоотдачу: MFL-4, (5), (7); Халад 9, (14); D-19, (22), (59), (60); CF-1, (2), R-6 и др.. В основном это производные целлюлозы. 3.2.3 Стандарты для тампонажных цементов Для цементирования скважин следует применять тампонажные материалы (таблица 30), удовлетворяющие требованиям соответствующих стандартов. Таблица 30 - Тампонажные цементы Цемент Обозначение Цементы глиноземистые и высокоглиноземистые Шлакопортландцемент Цемент гипсоглиноземистый расширяющийся Цементы сульфатостойкие: сульфатостойкий портландцемент марка 400 сульфатостойкий портландцемент с минеральными добавками (до 20%) марка 400 марка 500 сульфатостойкий шлакопортландцемент марка 300 марка 400 пуццолановый портландцемент марка 300 марка 400 Цемент тампонажный термосолестойкий Цемент тампонажный термостойкий утяжеленный Цемент тампонажный термостойкий облегченный (ρ=1260 - 1450) Цемент тампонажный термостойкий облегченный (ρ=1450 – 1550) Цемент тампонажный для циклических меняющихся температур 75 ГЦ ВГЦ II ВГЦ III ШПЦ ГЦР Стандарт ГОСТ 969-91 ГОСТ 10178-85 ГОСТ 11052-74 ССПЦ400 ССПЦ400-Д20 ССПЦ500-Д20 ГОСТ 22266-94 ССШПЦ300 ССШПЦ400 ППЦ300 ППЦ400 ЦТТ-160 ЦТТУ-1-160 ЦТТО-1-160 ЦТТО-1-160 ЦТПН ТУ 39-00147001-10-97 ТУ 39-00147001-170-97 ТУ 39-00147001-170-97 ТУ 39-00147001-170-97 ТУ 39-0147001-081-92 3.2.4 Тампонажные материалы и добавки для цементирования скважин Когда интервал цементирования включает несколько температурных зон, то добавляют химические реагенты, чтобы сроки схватывания и твердения верхней пачки тампонажного раствора существенно не отличались от нижней, т.е. время ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) должно быть одинаково по всему интервалу цементирования. Для выполнения требований по успешной доставке тампонажного раствора в затрубное пространство скважины в заданные сроки и для предупреждения осложнений, связанных с седиментационными, контракционными и другими явлениями, обусловленные взаимодействием тампонажных растворов с породами, необходимо регулировать свойства растворов, соответствующими химическими добавками. Характеристика некоторых видов добавок представлена в приложении 4. В таблицах 31-40 приведены краткие характеристики тампонажных составов с различными добавками, используемых в практике бурения для регулирования физико-механических свойств раствора и камня для соответствующих геологических условий. Таблица 31 – Утяжелители, применяемые в бурении Материал Плотность, кг/м3 Материал Плотность, кг/м3 Барит кировобатский Барит беловский Барит кутаисский Барит константиновский и ильский: 1 сорт 2 сорт 3 сорт 4500 4500 4500 4250 Гематит Серый колчедан Магнетитовые пески Пиритовые агарки Карбонат кальция 4150 4050 4600-5000 Сульфат стронция Аморфный кремний Сидеритовая руда 5190-5600 4900-5200 4900-5200 3600-3800 2700 3750 2600 3200-3600 Мергель Барит качканарский ЖРК-1 Барит качканарский ЖРК-1 Барит гурьевский КБ-5 Ильменит Галенит 4200 76 3500 2650 4790 7400-7600 Таблица 32 - Рекомендуемые рецептуры тампонажного цемента для различных условий цементирования скважин Рекомендуемая температурная область приме6нения, С Марка цемен- нажного раствора, та -2+15 15-40 40-100 Отложения в интервале цементироаания Плотность тампо- 0 100-160 160-250 В/Ц Минерали- кг/м3 Галит Бишофит Сульфаты зация < 400 мг/л ПЦХ + ПЦГ + УПЦХ + УПЦГ + ППЦХ + ППЦГ + ССПЦХ + ССПЦГ + НПЦХ + НПЦГ + ОПЦХ + ОПЦГ + ШПЦС-120 + ШПЦС-200 + УШЦ1-120 + УШЦ2-120 + УШЦ1-200 УШЦ2-200 1800-1840 0,50 + + 1801-1840 0,50 + 1950-2100 0,36 + 1950-2100 0,36 + 1810-1484 0,50 + 1810-1484 0,50 + 1810-1484 0,50 + 1810-1484 0,50 + 1810-1484 0,50 + 1810-1484 0,50 + 1550-1650 0,80 1550-1650 0,80 1700-1820 0,42 + + + + 1780-1820 0,40 + + + 2060-2160 0,35 + + Вид флюида Пресная Газокон- Нефть Газ + + + + + + + + вода денсат + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + 2160-2300 0,32 + + + + + + + + 2060-2160 0,32 + + + + + + + + + + 2160-2300 0,32 + + + + + + + УЦГ-1 + 2060-2160 0,32 + + + + + + + УЦГ-2 + 2160-2300 0,32 + + + + + + + ОЦГ + 1400-1550 0,95 + + 1550-1700 0,80 + ЦГС + ИТБР + ОЦХ + ЦСК + + 1850 0,42 + + 1450-1550 0,90 + + 1450-1850 0,8-0,8 + 77 + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + Окончание таблицы 32 Концентрация реагентов, % (от массы цемента) Марка цемента ПЦХ СДБ (ССБ) - Замедлители схватывания R1 БКК КМЦ Гипан (СБК) - ПЦГ 0,1-0,5 0,1-0,8 0,1-0,8 0,3-0,5 Хромпик СаС12 NаС1 Са2СО3 КМЦ Гипан ПВС-ТР Время загустевания раствора, мин, не более Ускорители схватывания Понизители показателя фильтрации Время ОЗЦ, ч, не более - 1-3 1-3 1-3 0,5-2 0,5-2 0,2-0,6 90 48 0,1-0,5 - - - 0,5-2 0,5-2 0,5-2,0 90 24 УПЦХ - - - - - 1-3 1-3 1-3 0,5-2 - 0,2-0,6 90 48 УПЦГ 0,1-0,5 0,1-0,8 0,1-0,8 0,3-0,5 0,1-0,5 - - - 0,5-2 - 0,5-2,0 90 24 ППЦХ - - - - - 1-3 1-3 1-3 0,5-2 0,2-1 0,2-0,6 90 48 ППЦГ 0,1-0,5 0,1-0,8 0,1-0,8 0,3-0,5 0,1-0,5 - - - 0,5-2 0,2-1 0,5-1, 0 90 24 ССПЦХ - - - - - 1-3 1-3 1-3 0,5-2 0,2-1 - 90 48 ССПЦГ 0,1-0,5 0,1-0,8 0,1-0,8 0,3-0,5 0,1-0,5 - - - 0,5-2 0,2-1 - 90 24 НПЦХ - - - - - 1-3 1-3 1-3 0,5-2 0,2-1 0,2-0,6 90 48 НПЦГ 0,1-0,5 0,1-0,8 0,1-0,8 0,3-0,5 0,1-0,5 - - - 0,5-2 0,2-1 0,5-2,0 90 24 ОПЦХ - - - - - 1-3 1-3 1-3 0,5-2 0,5-2 0,5-0,2 90 48 ОПЦГ 0,1-0,8 0,1-0,8 0,1-0,8 0,3-0,5 0,1-0,5 - - - 0,5-2 0,5-2 0,5-0,2 90 24 ШПЦС-120 0,1-0,5 0,1-0,5 0,1-1,5 0,4-1,5 0,1-1,0 - - - 0,5-2 0,5-2 - 120 24 ШПЦС-200 0,1-0,5 0,4-1,5 0,1-1,5 0,4-1,5 0,1-1,0 - - - 0,5-2 - - 180 24 УШЦ1-120 0,1-0,5 0,1-1,5 - 0,4-1,5 0,1-1,0 - - - 0,5-2 - - 120 24 УШЦ2-120 0,1-0,5 0,1-1,5 - 0,4-1,5 0,1-1,0 - - - 0,5-2 - - 120 24 УШЦ1-200 0,1-0,5 0,4-1,5 - 0,4-1,5 0,1-1,0 - - - 0,5-2 - 180 24 УШЦ2-200 0,1-0,5 0,4-1,5 - 0,4-1,5 0,1-1,0 - - - 0,5-2 - 180 24 УЦГ-1 0,1-0,5 0,1-1,5 - 0,4-1,5 0,1-1,0 - - - 0,5-2 0,5-2 90 24 УЦГ-2 0,1-0,5 0,1-1,5 - 0,4-1,5 0,1-1,0 - - - 0,5-2 0,5-2 90 24 ОЦГ 0.3-0.8 0,1-1,5 0,1-1,5 0,4-1,5 0,1-1,0 - - - 0,5-2 0,5-2 0,5-2 90 24 ЦГС 0,3-0,8 0,1-1,5 0,4-1,5 0,4-1,5 0,1-1,0 - - - 0,5-2 0,5-2 - 140 48 ИТБР - - - - - 1-3 1-3 1-3 0,5-2 0,5-2 0,5-2 60 24 ОЦХ - - - - - 1-3 1-3 1-3 0,5-2 0,5-2 0,5-2 60 24 ЦСК 0.1-0.5 0,3-1,0 0,3-1,0 0,3-1,0 0,1-1,5 1-3 1-3 1-3 0,5-2 0,5-2 0,5-2 90 24 ПЦХ, ПЦГ – портландцемент для холодных и горячих скважин, УПЦХ, УПЦГ – утяжеленный портландцемент для холодных и горячих скважин; ППЦХ, ППЦГ – пуццолановый портландцемент для холодных и горячих скважин; ССПЦХ, ССПЦГ - сульфатостойкий портландцемент для холодных и горячих скважин; НПЦХ, НПЦГ – низкогигроскопичный портландцемент для холодных и горячих скважин; ОПЦХ, ОПЦГ – облегченный портландцемент для холодных и горячих скважин; ШПЦС-шлпкопесчаный цемент совместного помола; УШПЦС – утяжеленный шлпкопесчаный цемент совместного помола; УЦГ – утяжеленный цемент для горячих скважин; ОЦГ, ОЦХ – облегченный цемент для горячих и холодных скважин; ЦГС – цементно-глинистые составы; ЦСК - цементно-смоляная композиция. 78 Таблица 33 – Облегчающие добавки в тампонажные растворы и их характеристики. № п/п 1 1 2 3 4 5 6 Наименование Состав обл. раствора Показатели свойств раствора, камня Авторы, источник 2 3 4 5 Палыгорскитовая ПЦТ-100; водная суспензия палы- Максимальное снижение плотности до 1500 Н.Я.Круглицкий, глина горскита 5-7 % кг/м3 В.С.Данюшевский, В.М. Горский МелкогранулиПЦТ 65-90 %; МГГМ 10-35 % Плотность раствора 1390-1600 кг/м3; проч- В.Р. Абдуллин рованный глиноность камня 2,1 - 4,4 МПа, при темпер. форматериал МГГМ мирования 70 0С Облегченный Модифицированный карбонат Плотность раствора 1460-1500 кг/м3; проч- В.И.Матицин раствор натрия, акриловый полимер М- ность камня 1,7-2,2 МПа, при темпер. форми14ВВ, модифицированный глино- рования 70 0С порошок 5-20 % Седиминтацион- Цементомеловая смесь 6:4 при В/Ц Плотность 1500-1650 кг/м3; прочность камня В.С. Пупков, но устойчивый 0,8 затворяется на водном растворе 1,01-1,53 МПа, при темпер. формирования 70 В.П. Гнездов тампонажный хлорида натрия 12-16 % и карбо- 0С, водоотделение при зенитном угле 0 до 1,8 раствор ната натрия 2-3 % %; 20 0С. От 0,1 до2,2 %; при 45 0С от 0,5 до 3,1 % Облегченный раствор с увеличенной прочностью ц.к. Раствор с асбестосодержащими добавками Саморассыпающийся шлак 20-40 Плотность раствора1400-1540 кг/м3; проч- Н.Х. Каримов, % (феррохром с оксидом кальция ность камня 0,41-1,6 МПа В.И. Петере до 50 %) Асбестовое волокно 1,75-3,5 %; Устранение усадочных деформаций (0,6-0,9 А.П. Тарнавский вяжущая добавка белитоалюми- %); плотность раствора1540-1600 кг/м3; прочнатный цемент (БАЦ). ность камня 0,30-0,94 МПа 79 Продолжение таблицы 33 1 2 3 7 Раствор с хрозитиласбестовыми, ПАВ и полиэтиленовыми добавками Хрозитил-асбест коротковолокнистый (К-6-30) 8-18 %; полиэтилен низкого давления марки 270-76 (получаемого газофазным методом) 15-23 %; ПАВ 0,24-0,54 % 8 Раствор с применением изола 9 Раствор с применением асбоцементной пыли 10 Раствор с применением перлита и его разновидностей 11 Раствор с применением шлифовальной пыли и фильтрованным перлитом Раствор с добав- ПЦТ; отходы пенькопроизводства лением костры, (целлюлоза, пентазан, лигнин) 10конопли, льна 20 % 12 4 Используется со шлако-песчанными цементами (ШПЦС-120). Снижение поверхностного натяжения на границе раздела фаз, образование стабильной системы; плотность раствора 1250-1400 кг/м3; прочность камня 1,8-2,6 МПа при темпер. формирования 140 0С; водоотделение 1-5,5 % ПЦТ; хризотил-асбестовый мате- Образование в поровой структуре прориал - отход производства асбеста ницаемых пор и образование малопроницаемого кольматационного экрана, плотность раствора 1520-1760 кг/м3; прочность 1,6-3,0 МПа ПЦТ, асбоцементная пыль (пре- Плотность раствора 1630-1650 кг/м3; прочимущественно в виде хризотил- ность камня 1,8-3,0 МПа асбеста) отходы асбестового производства Вспученный перлит; перлитовый Предотвращает оседание твердой фазы. Попесок с трепелом; перлитовый лег- вышается седиментационная устойчивость. ковес со шламом карналлитового Плотность раствора 1210-1700 кг/м3; прочхлоратора; фильтрованный перлит ность камня 0,6-2,96 МПа, выдерживает давс глинистым минералом; фильтро- ления до 5,9 МПа перлит с меламинформальдегидной смолой ШПЦС, отходы шлифовальных Крепление в условиях высоких температур. асбофрикционных изделий + Плотность раствора 1210-1460 кг/м3; прочфильтрованный перлит ность камня 0,91-2,3 МПа 5 Е.П. Катенев М.Б.Хадыров Т.М. Бондарчук; М.М. Дячишин А.И. Булатов, В.А. Яковлев, А.А. Клюсов, Н.А. Мариапольский, И.Г. Верещак А.И.Булатов Крепление в условиях высоких температур. А.И.Булатов, Облегчение раствора до 1560 кг/м3 В.А.Левшин 80 Продолжение таблицы 33 1 13 3 Добавка резино- ПЦТ; мелкопористая структура певой и пенопла- нопластовой крошки 2-3 %; резистовой крошки новая крошка вулканизированных отходов 5,5-15 % 14 Применение минерального органического порошка (МОП) Применение лигнина и шламлигнина ПЦТ; альгинатные растворы 5-7 % Смолы ПЦТ; сополимер стирола и дивинил бензола (КУ-2); фенолформальдегидная смола ТС ГКС 7590; карбамидоформальдегидная смола; стиролбутадиеновый латекс; вермикулит 15 16 17 2 4 Жесткость каркаса предотвращает попадания воды внутрь частицы обеспечивает надежность облегчающего эффекта. Резиновая крошка улучшает сцепление цементного камня. Плотность раствора 1410 1560 кг/м3 Увеличивает прочность контакта с металлом. Плотность раствора 1080-1990 кг/м3, объемная масса 200-231 кг/м3 5 А.Г.Казаков, Ю.С.Зиновьев, Н.Х.Каримов, Т.К.Рахматуллин Н.А.Иванова, П.Н.Иноземцев, А.Т.Ковалев ПЦТ; лигнин, шлам-лигнин 5-15 Применяется при температурах от20 до 70 0С. П.Я.Зельцер, %, гидролизный лигнин 10-20 % Плотность раствора 1300-1400 кг/м3, водосо- А.А.Клюсов (силиката натрия 2-7 %) держание (В/Т) 0,9-1,4 Вермикулит предотвращает поглощения и ГРП, улучшает термодинамические условия эксплуатации 8-17 %; КУ-2,ТС ГКС 75 90 вводятся в кол-ве 8-13 % закупоривают трещеноватые и пористые породы, обладают низкой теплопроводностью, высокая термостойкость, высокая релаксирующая способность. Плотность раствора 1520-1760 кг/м3 Применение уг- ПЦТ; торф размером не более 0,08 Улучшает облегчающие способности. Плотлеродосодержамм в кол-ве 2-20%; В качестве ность раствора 1320-1660 кг/м3 щих материалов ускорителей хлористый кальций и хлористый алюминий. Регуляторы процесса твердения совместно с торфом шлам карналлитового хлоратора (КС1 MgCL2 *6H2O) 81 А.П.Тарнавский, Н.А.Рябинин, Г.Какаджанов, Е.И.Карпенко, Н.Ф.Пекарский, Н.П.Маслеев, Т.Х.Муксинов, Ж.П.Сающкая А.А.Клюсов, А.Т.Горский, Л.Т.Федорова Продолжение таблицы 33 1 18 19 2 Применение сажи ПМ-100; ПМ-75; ПМ-50 Применение графита 20 Использование керогена 21 Добавка скоп 22 23 24 25 3 ПЦТ; сажа на углеродной основе (10-20 %) 4 Плотность раствора 1420-1760 кг/м3. ПЦТ; графит в сочетании с реагентамикриолита, аморфного глинозема и углекислым калием (использование глинистых террикоников) 10-70 % от массы композиции ПЦТ +добавка ПЦТ; порошкообразный кероген (органич. в-во горючего сланца) от 5-70 % от твердой смеси Хорошая седиминтационная устой- Р.П.Иванова чивость, улучшение реологических показателей. Плотность раствора 1520-1720 кг/м3 ПЦТ; мелкое волокно целлюлозы (каолин, канифольный клей, крахмал) вводится 2,5-3,5 % от массы раствора Применение алюми- ПЦТ; хлорид кальция(5-6 %) + алюминат ната натрия натрия либо магневые электролизы Применение тонко- ПЦТ; зола(продукт сжигания каменного дисперсных кремне- угля),пылевидная топливная зола совземсодержащих ма- местно с саморассыпающимся шлаком териалов вводится 10-30 % от общей массы Применение запеПЦТ; пыль низкотемпературного спекаченной пыли элекния (хлориды, сульфаты и карбонаты тролитов щелочных и щелочноземельных металлов, глинит) Применение пыли ПЦТ; пыль электролитов совместно с кремния кремниевой пылью (уловленной скрубберами отходы произв. кремния)-50-70 % аморфный кремнезем 82 Обладает гидрофобными свойствами. Плотность раствора 1350 кг/см3. Позволяет работать при температурах от 10 до 200 0С Улучшает облегчающие способности. Плотность раствора 1480-1640 кг/м3 Улучшает облегчающие способности. Уд.вес 1580-1740 кг/м3 Улучшает облегчающие способности тампонажного раствора 5 А.А.Клюсов А.И.Булатов В.Н.Розов, М.П.Геранин, В.И.Рябов А.А.Клюсов, И.М.Довыдов, В.А.Евецкий, Л.Я.Кизильштейн Повышается солестойкость и водо- А.А.Клюсов, стойкость. Улучшает облегчающие В.В.Минаков, способности тампонажного раствора П.Г.Кожемякин С повышением температуры раство- Уфимский нефтяной римость кремнезема возрастает- институт обеспечивает более твердый камень при высоких температурах Продолжение таблицы 33 1 26 27 28 29 30 31 2 Применение кремнезема совместно с фосфогипсом; с сульфатом натрия Применение отходов ферросилиция Применение отходов карбида кальция Кеки скрубберных вод (КСВ) 3 4 5 ПЦТ; кремнезем ТУ6-08-465-80 Улучшает облегчающие способности А.И.Булатов, плотностью 1200кг/м3 (на 80% пред- тампонажного раствора В.Т.Филиппов, ставлен оксидом кремния) В.В.Гольштейн, Е.М.Левин ПЦТ; ферросилиций(полые стеклян- Улучшает облегчающие способности А.А.Клюсов, ные шарики диаметром 0,1 мкм. тампонажного раствора Ю.Т.Ивченко, Насыпная плотность от 100 до В.И.Урманчеев, 3 300 кг/м В.И.Батурин ПЦТ; карбид кальция (кремне-зема Улучшает облегчающие способности Е.А.Ахметов, до 60%, оксида алюминия до 13 %) тампонажного раствора И.А.Фирсов ПЦТ; КСВ(оксид кремния 75-80 %, Высокодисперсный SiO2 активизирует- О.К.Ангелопуло, карбонад кальция 9-11 %, хлорид ся с хлористым натрием и последую- Х.А.Аль-Варди, натрия 6-9 %) щий реакцией с цементным клинкером. К.А.Джабаров, Улучшает облегчающие способности Е.А.Коновалов тампонажного раствора плотность до 1200 кг/м3. Прочность 4,5-18,1 МПа ПЦТ; циолиты (клиноптилолит) Формируется структура цементного В.Ф.Горский, камня с высокими прочностными ха- А.К.КуксовЭ, рак-теристиками и изоляционными св- Г.Р.Вагнер, ми. Эффективна в качестве облегчаю- В.М.Шенбергер, щей добавки Е.И.Перейма Применение цеолитизированного туфа гидрофобизированной породы, гидрофобизированного клиноптилолита Применение АСПМ; ПЦТ1-50 ГОСТ 1581-96; стеклянные ВМС; МС микросферы из натриево-борсиликатного стекла или алюмосиликатные полые микросферы(АСПМ); стеклянные высокопрочные газонаполненные микро-сферы (ВМС); хлорид кальция CaCl2 (для регулировании сроков схватывания) 83 Добавка микросфер дает преимущества для цементирования верхних активных отложений(сеноман) до1500 м, облегченный раствор применим в температурных диапазонах от +5 до +35 0С А.А.Фролов, В.Ф.Янкевич, В.П.Овчинников, П.В.Овчинников Таблица 34 - Физико-механические свойства облегченного тампонажного раствора-камня с добавкой ВМС Состав раствора, % ПЦТ ВМС НТФ В/Т Температура твердения, 0С 96 96 95 94 94 94 93 92 92 90 88 4 4 5 6 6 6 7 8 8 10 12 0,02 0,06 0,02 0,06 0,04 0,07 0,04 0,04 0,06 0,4 0,8 0,6 0,6 0,6 0,5 0,7 0,75 0,7 0,8 0,5 20 65 26 50 80 20 27 60 65 50 50 98 98 97 97 2 2 3 3 - 0,6 0,6 0,6 0,6 28 7 28 7 Физико-механические параметры раствора-камня Плот- Растека- Сроки схватывания, мин Прочность, ность, ние, см МПа нач. кон. кг/м3 1720 16 690 840 1,75 1480 25 370 440 1,1 1510 19 520 570 1,4 1520 25 370 395 1,3 1530 25 370 615 2,8 1550 23 510 1,6 1450 25 690 460 1,2 1400 25 330 505 1,9 1430 25 430 2,2 1360 25 670 1,2 1350 20 650 1,4 Жидкость затворения – 4 %-ный раствор СаС12 1700 21,5 175 210 4,2 1700 21,5 375 540 2,3 1660 23 180 235 3,7 1600 23 435 555 1,8 Консистометрия Давле- Темпера- Т30 уек, ние, тура, 0С мин МПа Атм. 20 >12 45 80 335 25 40 180 35 55 240 55 80 360 20 380 80 315 50 80 265 - - 225 150 - Таблица 35 - Физико-механические свойства облегченного тампонажного раствора-камня с добавкой АСПМ Состав тампонажного раствора, % № 1 1 2 3 ПЦТ АСПМ В/Т 2 96 96 95 3 4 4 5 4 0,6 0,6 0,5 Плотность р-ра СаС12, кг/м3 5 1030 1030 1030 Температура твердения, 0С 6 25 5 22 Физико-механические параметры раствора-камня Плотность, кг/м3 7 1600 1600 1660 84 Растекаемость, см 8 24 24 23 Сроки схватывания, мин начало конец 9 10 215 250 445 510 230 260 Прочность, МПа 11 3,2 2 Продолжение таблицы 35 1 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 2 95 94 94 92 92 92 92 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 88 88 88 88 88 88 88 88 88 85,7 3 5 6 6 8 8 8 8 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 12 12 12 12 12 12 12 12 12 14,3 4 0,5 0,6 0,6 0,6 0,6 0,5 0,5 0,6 0,5 0,5 0,45 0,45 0,7 0,6 0,6 0,5 0,5 0,5 0,6 0,65 0,55 0,55 0,6 0,6 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,57 5 1030 1030 1030 1030 1030 1030 1030 1030 1030 1030 1030 1030 1030 1030 1030 1030 1020 1020 1020 1030 1030 1030 1030 1030 1030 1030 1030 1030 1030 1030 6 5 25 5 25 5 20 5 25 22 5 23 5 23 20 5 20 15 10 10 22 20 5 20 5 20 5 25 29 10 20 7 1660 1590 1590 1560 1560 1620 1620 1500 1570 1570 1590 1590 1460 1500 1500 1570 1570 1570 1500 1480 1510 1510 1500 1500 1470 1470 1470 1470 1470 1450 85 8 23 24 24 24 24 19 19 24 22 22 18 18 23 23 23 19 21 21 23 25 21 21 22 22 25 25 25 26 26 22 9 440 210 440 215 440 225 380 225 245 480 185 370 250 300 560 265 420 540 630 245 200 330 740 340 770 275 124 241 290 10 540 280 505 240 510 250 480 290 295 550 210 450 295 390 710 330 510 720 840 305 240 390 950 410 960 335 242 303 370 11 2,8 2,4 3 2 3 2 1,7 2,6 2,1 3,1 2,52 1,4 1,25 2,7 -1,5 1,2 1,2 1,7 1,2 2,55 Окончание таблицы 35 1 34 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 2 85,7 85 85 85 85 85 85 85 80 80 80 80 80 75 75 3 14,3 15 15 15 15 15 15 15 20 20 20 20 20 25 25 4 0,57 0,6 0,45 0,45 0,6 0,75 0,65 0,7 0,6 0,6 0,7 0,7 0,7 0,6 0,6 5 1030 1030 1030 1030 1030 1030 1030 1030 1030 1030 1030 1030 1030 1030 1030 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 94 90 88 88 85 85 80 80 80 80 80 75 6 10 12 12 15 15 20 20 20 20 20 25 0,7 0,6 0,7 0,7 0,6 0,7 0,6 0,6 0,6 0,6 0,67 0,55 Вода Вода Вода Вода Вода Вода Вода Вода Вода Вода Вода Вода 6 7 5 1450 5 1600 23 1600 5 1440 25 1520 25 1490 25 1530 29 1500 22 1410 5 1410 25 1350 30 1350 10 1350 22 1280 5 1280 Жидкость затворения - вода 20 1620 23 1650 50 1470 20 1470 23 1490 25 1450 5 1350 18 1350 20 1330 65 11350 22 1330 22 1300 86 8 22 24 18 18 24 25 25 26 25 25 25 25 25 25 25 24 24 25 25 24 25 22 22 20 24 23 19 9 535 545 175 365 185 220 265 180 270 580 385 181 320 270 590 10 670 615 195 440 230 244 301 24 330 650 >435 242 424 340 670 11 1,7 1,5 2,7 2,2 0,9 2 1,2 0,6 - 240 940 495 390 1210 620 >600 660 600 310 1160 620 490 1310 730 1224 1020 ,7 1 1,8 - Таблица 36 - Краткая характеристика добавок, вводимых для предупреждения усадочных деформаций в процессе формирования цементного камня. № Наименование п/п 1 2 1. Расширяющийся цементный раствор 2. Расширяющийся цементный раствор 3. Расширяющийся цементный раствор 4. Расширяющийся цементный раствор 5 Расширяющийся цементный раствор 6 Расширяющийся цементный раствор Расширяющийся цементный раствор 7 8 Расширяющийся цементный раствор Состав раствора Показатели Авторы 3 Портландцемент (60-80 %); гранулированный шлак (20-25 %); высокоглинистый шлак (5-7 %); гипс (5-7 %) Портландциментный клинкер (73-78 %); двуводный гипс (5-9 %); продукт химической щелочесодержащих алюмосиликатных материалов (7-18 %) Портландциментный клинкер (76-82 %); гипс (4-8 %); зола сжигания сланцев (1020 %). ПТЦ; сульфклинкер (сульфатоалюминат кальция, двухкальцевый силикат, сульфосиликат кальция и сульфат кальция) Портландцементный клинкер; двуводный гипс; расширяющая добавка сульфатоалюминатный продукт (сернокислый алюминий; метакаолинит; активный кремнезем) ПЦТ; известь; сульфоалюмосиликатная добавка (SO3; Al2O3∙2SiO2) ПЦТ; сульфоалюминат кальция;сульфосиликат кальция; четырехкальциевый алюмоферрита и несвязанный сульфат кальция ПЦТ, гипс, гидрогранатовый шлам глиноземного производства 4 5 87 Расширение цементного камня более 0,1 % Расширение цементного камня более 0,1 % Расширение цементного камня более 0,1 % Регулируемая энергия расширения И.В.Кравченко И.А.Крыжановская Б.Г.Шокотова И.Ф.Пономарев З.Б.Энтин Т.А. Атакузиев Д.Ф. Гаджиев Ф.М. Мирзаев Высокие показатели линейного расширения при затворении с водой образуется М.Ш. Дорфман гидросульфоалюминат кальция (эттринГ.Г. Курилин гит) Порисутствуют расширяющие и вяжущие свойства Повышение прочности вводят (окись магния сульфат бария и хлористый кальций) Е.Ф. Жаров А.Л. Берштейн Т.А. Атакузиев Ф.М. Мирзаев Повышение свободного расширения и В.В. Андреев прочности цементного камня Н.М. Бурбина Продолжение таблицы 36 1 9 2 Расширяющийся цементный раствор 10 ЦТБТ ЦТБР 11 БАЦ 12 ТРЦ 13 Расширяющая до- Гипс+ глиноземсодержащий компонент бавки к цементу (Al2O3-40-60 %; СаО – 20-25 %; Fe2O3 -37 %; MnО – 10-15 %) Расширяющая до- Молотая негашеная известь -10-25 %, бавки к цементу кремнеземистые добавки – 10-20 % или гранулированный доменный шлак, кварцевый песок Вяжущая добавка Отходы фосфогипса, борогипса и фторогипса (29-36 % извести); ПЦТ – 85-95 %, добавка от 0,5-15 % Химически актив- Периклаз – окись магния ная расширяющая добавка Магнезиальный Каустический магнезит (каустический цемент доломит затворенный раствором хлорида натрия) вводится 10-20 % 14 15 16 17 3 Алит, сульфоалюминат кальция (3СaO 3(Al2O3Mn2O3) CaSO4, алюмоферрит кальция, сульфит кальция, окись кальция, алюминат сальция Цемент тампонажный быстротвердеющий – расширяющийся ЦТБР (высокоалюминатный+гранулированный шлак+двуводный гипс) Безусадочный белитоалюминатный цемент (обожженный белитоалюминат 8485 % и двуводный гипс 15-16 %) ПЦТ, расширяющиеся вяжущие АФП (алюмокальциевый шлак + фосфогипс+кварциевый песок) 88 4 5 Ускорение твердения и повышение прочности цементного камня С.И. Иващенко Н.Л. Акопова Для цементирования скважин с низкими температурами ((-20С) – (+250С)) В.П. Трудко А.Е. Карнилов Интервал применения -5 - +15 0С Расширяющий эффект более 0,1 % Г.М. Тарнауцкий Т.И. Анисимов В.К. Корпенко Т.М. Худякова В.И. Суриков М.А. Шапошникова К.К. Карибаев Обеспечивает линейное расширение до 5 А.А. Новопашин % Т.А. Лютикова Количество добавки 15 % Высокие показатели расширения А.Г. Гайдеров Высокая скорость твердения, самонапряжения цементного камня в процессе твер- А.А. Пащенко дения Применение при высокой забойной темМ.Х Каримов пературе выше 150 0С Н.А. Губкин Обладает быстрым схватыванием, хоро- В.С. Даньшевский шей адгезией к металлу, расширение до Ю.Т. Кадыров 0,5 % в течении двух суток Н.Х Каримов Ш.М. Рахимбаев Продолжение таблицы 36 1 18 2 Расширяющийся цемент 19 Расширяющая бавка 20 21 22 23 24 25 26 3 4 Трехкальциевый алюминат до 6 %, окись магния 5-8 %, гипс 6-7 % Увеличенный коэффициент расширения до- Шлакопесчаные, цементно-хромовые (хромовый шлам 20 %) и цементно шлаковая смесь (АЗФ-50 %) ПЦТ – 80 %, В/Т – 0,5 Расширяющая до- Магнезитовые более 90 %, периклазовые бавка (огнеупорные (периклазошпинельные более 70 %), материалы) хромомагнезитовые, фостеритовые MgO 10-30 %; Магнезито-доломитовые 50-70 % Расширяющая до- Порошок магнезитовый каустический бавка ПМК-75 РД1 Саморассыпающийся шлак -25 %, песок -25 %, порошок магнезитокаустический 50 % (75 % каустического магнезита ПМК-75 %) РД2 Саморассыпающийся шлак – 50 %, ПМК-50 % РД3 ПМК – 89-100 % Расширяющая до- Отходы хромовых солей бавка Расширяющая до- Белая сажа совместно с хлористым цирбавка конием Расширение происходит за счет добавки В.С. Данюшевский хроматного шлама, содержащего периН.Х. Каримов клаз. Расширение составляет 10-25 % при Б.Н. Хахаев температуре 160 0С Применяется при температуре более160 0 С Н.Х. Каримов Н.А. Губкин Повышенный расширяющий эффект Н.Х. Каримов Повышенный расширяющий эффект Н.Х. Каримов Повышенный расширяющий эффект Н.Х. Каримов Повышенный расширяющий эффект Повышенный расширяющий эффект Н.Х. Каримов Н.С. Запорожец В.И. Питерс Д.С. Баталин Ю.П. Ржаницин Л.И. Катаева В.И. Вяхирев Ю.С. Кузнецов В.П. Овчинников Е.М. Шайхутдинов Е.Л Лимаков Ю.Т. Кадыров Повышенный расширяющий эффект 27 Расширяющая бавка до- Пылеунос вращающихся печей обжига Повышенный расширяющий эффект магнезита 28 Расширяющая бавка до- Окись бора совместно с каучуком Повышенный расширяющий эффект 89 5 В.С. Данюшевский Н.Х. Каримов Б.Н. Хахаев Окончание таблицы 36 1 29 2 Расширяющая бавка 3 4 до- Двуводный гипс совместно с отслоенной Повышенный расширяющий эффект смолой переработки древисины 30 Расширяющая бавка 31 Расширяющая бавка Расширяющая бавка до- Гидроалюминат кальция совместно с Повышенный расширяющий эффект гипсом, содержащим хлористый алюминий до- Сплав фосфогипса с отходами обогаще- Повышенный расширяющий эффект ния полиметаллических руд до- Смесь сернокислого железа с хлористым Повышенный расширяющий эффект кальцием 33 Расширяющая бавка до- Термически обработанный твердый Повышенный расширяющий эффект остаток отходов содового производства 34 Расширяющая бавка Расширяющая бавка до- Оксид железа совместно с сернокислым Повышенный расширяющий эффект натрием и оксидом магния до- Карбоалюминат кальция, содопродукт Повышенный расширяющий эффект 32 35 90 5 В.С. Бакшутов В.С. Данюшевский М.В Хадыров А.А. Новокашин Д.М. Дмитриев Т.В. Арбузова В.Д. Глуховский Р.Ф. Рупова З.А. Болицкая И.Г. Верещага Е.Ф. Жаров А.З Керцман В.М. Кравцов М.Р. Мавлютов Ю.С. Кузнецов В.П.Овчинников Ф.А. Агзамов В.С. Бахмутов Х. Аль-Варди Н.Е. Щербич В.И. Корнеев В.П. Зозуля Таблица 37- Физико-механические свойства облегченного расширяющегося тампонажного материала на гидрокарбоалюминатной основе (ГКА) Состав тампонажного раствора, весовых частей Температура тверд., С Плотность, кг/м3 Растекае- Сроки схватывания, час.- мин мость, см начало конец Прочность камня, МПа, в возрасте 2сут. 7сут. Расширение камня, %, в возрасте 14 сут. 2 сут. 0,94 ПЦТ + 0,02 МСФ + 20 1640 22 8-25 9-55 2,0 4,5 6,6 0,10 0,02 ГКА+0,02 Г+0,5 В -“40 1640 22 3-40 4-50 4,5 6,2 7,1 0,06 0,94 ПЦТ + 0,02 МСФ + 20 1650 23 4-15 4-50 2,9 3,8 5,0 0,10 0,02 ГКА + 0,02 Г + 0,5 Р 4% CaCl2 0,90 ПЦТ + 0,02 МСФ + 20 1640 21 8-10 9-35 1,7 5,0 5,7 0,11 0,04 ГКА + 0,04 Г + 0,5 В -“40 1640 21 4-35 5-40 4,4 5,4 5,9 0,14 0,90 ПЦТ + 0,02 МСФ + 20 1650 23 4-15 4-40 2,6 3,0 5,0 0,14 0,04 ГКА + 0,04 Г+0,5 Р 4 % CaCl2 0,92 ПЦТ + 0,04 МСФ + 20 1540 24 8-25 10-40 2,7 4,8 5,9 0,13 0,02 ГКА + 0,02 Г + 0,55 В -“40 1520 24,5 4-25 5-20 4,2 4,5 1,6 0,06 0,88 ПЦТ + 0,04 МСФ + 20 1520 24 8-20 10-40 1,6 3,7 4,3 0,26 0,04 ГКА + 0,04 Г + 0,55 В -“40 1520 20,5 5-10 5-00 4,0 4,2 4,7 0,13 0,88 ПЦТ + 0,04 МСФ + 20 1530 24 4-50 5-25 1,7 3,0 3,7 0,16 0,04 ГКА + 0,04 Г + 0,55 Р 4% CaCl2 0,90 ПЦТ + 0,06 МСФ + 20 1420 24 11-30 13-10 1,1 3,7 3,9 0,12 0,02 ГКА + 0,02 Г + 0,6 В -“40 1400 24,5 5-20 7-00 4,1 4,3 4,5 0,03 0,90 ПЦТ + 0,06 МСФ + 20 1420 24,5 5-05 5-40 2,5 3,1 4,1 0,11 0,02 ГКА + 0,02 Г + 0,6 Р 4% CaCl2 0,86 ПЦТ + 0,06 МСФ + 20 1420 25 11-45 13-35 1,1 2,6 3,1 0,18 0,04 ГКА + 0,04 Г + 0,6 В -“40 1400 23 4-45 5-50 3,5 3,9 4,5 0,07 Примечание. ПЦТ – портландцемент тампонажный ПЦТ 1-50; МСФ – стеклянные микросферы (МС-А9 группы Б2); ГКА – гидрокарбоалюминат; Г – гипс; Р – водный раствор n % хлористого кальция; В – техническая вода 91 7 сут. 14 сут. 0,13 0,16 0,09 0,11 0,18 0,20 0,17 0,19 0,16 0,14 0,21 0,21 0,15 0,12 0,08 0,09 0,30 0,33 0,16 0,16 0,24 0,24 0,15 0,16 0,05 0,06 0,16 0,17 0,21 0,24 0,09 0,09 Таблица 38 – Физико-механические свойства тампонажных составов с добавкой различных марок ОЭЦ Водоотдача, РастекаеЛСТП см3/30 мин при мость, мм Р=0,7МПа Цемент ОЭЦ CaCl2 100 - - - 98 за 33с 100 100 100 100 100 100 0,9 (6867) 1,0 (6867) 1,0 (11047) 1,0 (11094) 0,8 (В-56) 1,0 (В-56) 2,0 3,0 3,0 3,0 2,0 2,0 - 33,0 12,0 15,0 12,5 60,0 25,0 100 100 100 100 0,7 (GR) 0,4 (HHBR) 0,5 (MBR) 0,4 (H4BR) 2,0 2,0 2,0 2,0 0,1 0,1 0,1 0,1 11,5 21,5 27,0 24,5 100 100 100 100 100 0,5 (ЕНМ) 0,3 (ЕНМ) 0,5 (EHL) 0,3 (ЕНН) 0,7 (Н20р) 3,0 3,0 2,0 2,0 2,0 - 15.0 22.0 21.0 52.0 72.0 Плотность, кг/м3 190 1810 СУЛЬФАЦЕЛ 130 1840 150 1840 180 1860 170 1850 210 1840 170 1840 NATROSOL 250 215 1800 150 1860 160 1810 160 1830 HOEHST TYLOSE 180 1840 220 1850 180 1830 190 1840 200 1830 92 Сроки схватыва- Прочность Время зана изгиб че- густевания, ч-мин рез 2 сут., ния, чначало конец МПа мин 4-00 7-30 3,5 3-40 8-15 8-20 6-30 6-05 >8-00 >8-00 24-00 10-35 8-10 7-45 > 10-00 > 10-00 4,38 3,9 3,5 3,7 3,4 2,3 6-20. 6-40 4-50 4-50 8-45 10-00 5-00 2-35 5-50 2-40 6-50 3-50 8-00 5-20 4,5 4,98 4,75 3,34 2-30 1-15 1-30 1-20 6-50 4-40 6-25 7-00 >8-00 8-50 6-30 8-25 9-00 >10-00 2,9 4,8 3,9 2,9 2,6 2-30 3-30 5-00 4-50 8-40 Таблица 39 - Влияние различных марок тилозы на свойства тампонажных составов Инградиенты, масс. % Цемент 100 100 100 100 100 100 100 100 Тилоза CaCl2 0,5(EHМ) 0,3(EHM) 0,5(EHL) 0,3(EHH) 0,4(H-20-Р) 0,5(ЭКСЦЕЛ Н) 0,8 СЦ(В-56) 3,0 3,0 2,0 2,0 4,0 0,5 2,0 Водоотдача, см3/30 мм Р 0,7 МПа 98 за 33 15,0 22,0 21,0 52,0 17,0 30 60 Растекаемость, мм 190 180 220 180 190 190 280 210 93 , кг/м3 1810 1840 1850 1830 1840 1840 1830 1840 Сроки схватывания ч.мин. начало конец 4-00 7-30 6-50 8-50 4-40 6-30 6-25 8-25 7-00 9-00 8-25 10-20 7-30 8-30 >8-00 >10-00 Прочность на изгиб 2 суток, МПа 3,5 2,9 4,8 3,9 2,9 4,0 3,8 3,4 Таблица 40 – Физико-механические свойства деформативноустойчивых тампонажных составов с добавками вермикулита и асбеста при 20C Состав раствора, вес.ч Плот ность, г/см 3 Рас Водо текаотде емост ление, ь,см мл Условная водоотдача, см 3 фильтр Сроки схватывания, ч-мин гл. начало корку 6 7 26,2 7-35 Прочность камня, 2 сут., МПа 8 8-10 Изгиб 9 3,9 Сжатие 10 16,6 конец 1 0,98ц+0,02асб.+0,55рCaCl24 % c 0.2 % т 2 1,78 3 17,0 4 0 5 117,7 0,98ц+0,02верм.+0,55рCaCl24 % c 0.2 % т 0,98ц+0,02асб.+0,55рCaCl24 % c 0.25 % т 1,75 1,78 20,0 17,0 0 0 105,0 84,5 24,9 24,0 6-30 6-45 7-10 7-25 3,2 3,6 12,1 14,9 0,98ц+0,02верм.+0,55рCaCl24 % c 0.25 % т 0,98ц+0,02асб.+0,55рCaCl24 % c 0.3 % т 0,98ц+0,02верм.+0,55рCaCl24 % c 0.3 % т 1,76 19,5 0 72,5 24,5 5-55 6-30 3,7 14,9 1,76 1,74 17,5 19,0 0 0 69,1 52,1 22,4 21,9 9-00 8-05 9-40 8-50 3,0 2,9 12,5 9,8 Примечание – ц – цемент, асб. – асбест, верм. – вермикулит, т. - тилоза 94 3.2.5 Выбор жидкости затворения В зависимости от наличия солевых отложений в разрезе скважины или от степени минерализации пластовых вод выбирают жидкость затворения (таблица 41) Таблица 41 – Виды жидкостей затворения Отложения Галит Бишофит, карналит Сульфаты Минерализованная среда Насыщенный раствор хлорида натрия, =1190 кг/м3 Насыщенный раствор хлорида магния, =1270 кг/м3 Техническая вода Концентрация соли, % 35 36 - Техническая вода - Среда затворения Предпочтительность выбора того или иного тампонажного раствора диктуется конкретными условиями бурения скважины. Рекомендуется [2] интервал залегания продуктивного пласта цементировать «бездобавочным» тампонажным раствором (за исключением реагентов ускорителей, замедлителей сроков схватывания). 3.2.6 Выбор буферной жидкости Для повышения качества цементирования (предотвращения образования густых трудно прокачиваемых смесей; увеличения полноты замещения бурового раствора тампонажным; разрушения фильтрационных глинистых корок на стенках скважины, лучшего сцепления тампонажного раствора с горными породами, слагающими стенки скважины) необходимо предусмотреть использование буферной жидкости (таблица 42). При расчете объема буферной жидкости Vбуф. ж. всех типов следует учитывать следующие технологические ограничения: - если буф.ж. < б.р., то максимально допустимый объем Vбуф. ж. определяют из условия предупреждения проявления пласта с наибольшим градиентом пластового давления; - объем Vбуф.ж. должен обеспечивать заполнение затрубного пространства ( в зоне продуктивных пластов) на участке длиной не менее 150 м; 95 - технологические рекомендации для конкретного. Несмотря на общее признание необходимости использования буферных жидкостей, в существующей литературе до настоящего времени отсутствуют обоснованные критерии их выбора. Таблица 42 - Виды буферных жидкостей Буферная жидкость Область применения В устойчивых породах, не подверженных набуханию при краткоВода временном воздействии потока воды При бурении с промывкой нефтеэмульсионными растворами или Нефть и нефтепрокогда ствол скважины не цементируется нефтеэмульсионными тамдукты понажными растворами Утяжеленные (на соПри применении больших объемов легких жидкостей имеется левой и полимерной опасность выброса, обвалов и осыпей; при наличии сильно каверосновах) нозных зон в стволе скважины Водные растворы соВ разрезах с наличием соляных куполов лей Для удаления фильтрационной корки и остатков бурового раствора Растворы кислот со стенок скважины в интервале продуктивного пласта При наличии в разрезе зон поглощений, затрудняющих цементиАэрированные рование при больших коэффициентах уширения ствола Эрозионные (водоПри наличии в стволе больших каверн, стенки которых сложены песчаные) глинистыми породами Незамерзающие В зонах многолетнемерзлых пород На месторождениях с низкими градиентами пластовых давлений; С низкой водоотдапри наличии в разрезе поглощающих пластов или малопрочных чей пропластков, склонных к осыпям и обвалам В суженных и расширенных частях ствола скважины для обеспеВязкоупругий раздечения вытеснения бурового раствора (имеет ограниченное применелитель ние из-за рядов недостатков) 3.2.7 Обоснование необходимой плотности тампонажного раствора Обоснование плотности тампонажного раствора для цементирования вышележащих относительно продуктивного пласта интервалов производится из условия недопущения поглощения тампонажного раствора наиболее «слабым» пластом (определяется по давлению гидроразрыва из совмещенного графика давлений) и наиболее полного вытеснения буровой промывочной жидкости из затрубного пространства, которые записываются следующими выражениями: Плотность тампонажного раствора следует выбирать из соотношения н в тр тр тр , 96 (50) с учетом ограничений Ртр≤ Рпогл (51) н тр = б.р.+ . (52) В частном случае из выражения (51) в тр Рпогл - пж gh . g ( Lп - h) В приведенных выражениях: (53) в н пж тр тр - плотность промывочной жидкости, верхний и нижний допустимые величины плотности тампонажного раствора, кг/м3; - необходимое превышение плотности тампонажного раствора над плотностью вытесняемого бурового раствора, кг/м 3; Рпогл. - давление разрыва пород на той же глубине, Па; L – глубина спуска обсадной колонны, м; Ln - глубина залегания подошвы наиболее «слабого» пласта, м; h – уровень тампонажного раствора от устья скважины, м. Если буферная жидкость не применяется или высота столба ее в кольцевом пространстве мала, то рекомендуется принимать 200250 кг/м3. При при невозможности выполнения условия (51) необходимо прибегнуть к двухступенчатому цементированию с разрывом во времени. Глубину цементировочной муфты Lм в обсадной колонне можно найти из уравнения Lм > ( ц . р. 1000) L п Р п ( ц. р б. р ) g , Возможное значение плотности тампонажного раствора (54) тр ориенти- ровочно принимается в пределах установленных границ (желательно ближе к верхней границе) и проверяется условие недопущения поглощения тампонажного раствора продуктивным пластом на момент окончания цементирования скважины (Ркпз < Рпогл). Давление в кольцевом пространстве на забой скважины определяется Ркпз = Ргскп + Ркп + Рукп ≤ Рпогл , 97 (55) где Рскп, Ркп – соответственно давление гидростатическое, гидродинамическое и на устье в кольцевом пространстве, Па; Ргскп = g·(б.р·hб.р + буф.ж∙hбуф.ж+т.р·hт.р + пцт·hпцт), (56) б.р, буф.ж, т.р, пцт – соответственно плотности бурового раствора, буферной жидкости, облегченного тампонажного и бездобавочного растворов, кг/м3; hб.р, hбуф.ж., hт.р, hпцт – соответственно высота подъема бурового раствора, буферной жидкости, облегченного и бездобавочного тампонажных растворов, м. Принимается Рукп = 0. Если условие выполняется, то выбранное значение плотности принимается за окончательное, если нет – то значение плотности снижают и повторно проверяют его выполнение. Операция завершается при достижении ее выполнимости. Гидродинамическое давление зависит от режима движения прокачиваемой жидкости. При хорошем центрировании обсадной колонны и отсутствии больших каверн целесообразно процесс продавливания осуществлять при турбулентном режиме течения тампонажного раствора. Пробковый режим течения жидкости обеспечивается при скорости восходящего потока не более 0,4 м/с. Расчет гидродинамических давлений производится по известным формулам для вязкопластичной и вязкой жидкости. К первым относятся дисперсионные системы – промывочные и продавочные жидкости на глинистой основе, тампонажные растворы и другие жидкости содержащие твердую фазу. Ко вторым – техническая вода, растворы солей, кислоты. Режим течения вязкопластической жидкости определяется по критическому числу Рейнольдса (Reкр) Rекр = 2100 + 7,3 (Не)0,58, где Не – число Хендстрема. При течении в кольцевом пространстве: 98 (57) Некп = τоi d г 2 ρi , ηi 2 (58) в трубах: Нетр = τоi d в 2 ρi , ηi 2 (59) где оi - динамическое напряжение сдвига i-прокачиваемой жидкости, Па; i – плотность i - прокачиваемой жидкости, кг/м3; i – пластическая вязкость i - прокачиваемой жидкости, Пас; dr – диаметр кольцевого пространства, м. dг = Кdд – dн, где (60) К = 1,1 – коэффициент кавернозности; dд – диаметр долота, м; dн – наружный диаметры обсадных труб, м; Если Rекр Rе = 2300 - режим течения турбулентный. Критическая производительность насосов цементировочных агрегатов при этом будет равна Qкр = Rекр·F · ηi / (dr·i), (61) где Qкр- критическая производительность насосов агрегатов, м3/с; F - площадь поперечного сечения кольцевого пространства, м2; - коэффициент гидравлических сопротивлений; = 0,025. Величина F определяется из выражения: F = π (d2скв - d2н) / 4 , где (62) dн – наружный диаметр обсадной колонны, м dскв – диаметр скважины, м. Определяется dскв = К∙dД (К - коэффициент кавернозности породы) Гидродинамические давления, создаваемые в кольцевом пространстве скважины и в трубах при прокачивании различных жидкостей рассчитываются по формулам: 99 Для ламинарного режима течения: - вязких жидкостей в трубах т iQli / d4в , (63) - вязких жидкостей в кольцевом пространстве кп iQlif(б)/ d3r(КdД-dн), (64) - вязкопластичных жидкостей в трубах т = 4oili / idв , (65) - вязкопластичных жидкостей в кольцевом пространстве кп = 4oili / i(dс-dн) , (66) (1 ) 2 f(б) = , 1 2 (1 2 ) / ln 2 (67) δ = dн / Кdд , (68) где i - динамическая вязкость, Пас (ориентировочно для воды i = 0,01-0,02 Пас) β – коэффициент зависящий от числа Сен-Венана (Se) Se – число Сен-Венана. При течении жидкости в трубах (Seit) Seit = π · τoi · dв/4 ηi · Q, (69) в кольцевом пространстве (Seiкп) Seiкп = τoi · Fкп · dв/ηi · Q, (70) Для 1 < Seiкп < 100 Для 100 < Seiкп < 1000 βiкп = 0,06 + 0,35 lg Se βiкп = 0,76 + 0,056 lg Se Для 1 < Seit < 60 Для 60 < Seit < 1000 βit = 0,1 + 0,036 lg Se βit = 0,78 + 0,056 lg Se Для турбулентного режима движения жидкости на i-ом участке гидродинамическое давление рассчитывается по формуле Дарси-Вейсбаха: - в кольцевом пространстве: ΔРКП = ρi λ Q li 2 (d с d н ) , 100 (71) - в трубах i lQ 2 РТ где (72) 2d λ – коэффициент гидравлических сопротивлений, li –длина кольцевого пространства на i-том участке; - для вязких жидкостей при движении в трубах (λт) 1,46 Э 100 Т 0,1 Re d 0, 25 , (73) - при движении в кольцевом пространстве (λкп) КП 1,46 Э 100 6,72 0,106 2 d Re Re r 0 , 25 , (74) где Кэ – шероховатость элементов циркуляционной системы. Для вязкопластичной жидкости определение коэффициента гидравлических сопротивлений производятся по формулам (λт), (λкп) Т 0,316 4 Re 10He , Re 2 1,46 К Э 100 6,72 λкп = 0,106 + + dr Re Re 4 (75) 0 ,25 , (76) Шероховатость Кэ новых стальных труб равна (1-2)·10-5м, после нескольких лет их эксплуатации (15-30)·10-5м в обсаженном заколонном участке ствола скважины Кэ = 3·10-4м, в необсаженном Кэ = 3·10-4м. Шероховатость элементов циркуляционной системы можно в расчетах принимать λ = 0,02 - 0,03. Реологические параметры некоторых тампонажных растворов приведены в таблицах 43- 45. 101 Таблица 43 - Физико-механические свойства тампонажного раствора при различном водосодержании, (температура 200С) В/Ц 1 0,40 0,45 0,50 0,40 0,45 0,50 0,40 0,45 0,50 0,40 0,45 0,50 1,0 1,25 Dр, см пл, мПас 3 4 2 Sуд = 350 м /кг 3 16 26 3 18 19 3 20 25 90 10 53 90 14 26 90 18 26 2 Sуд=300 м /кг 3 18 27 3 20 29 3 24 22 90 14 45 90 18 36 90 20 29 Облегченный цемент с добавкой 10% бентонита 50 24 7 Облегченный цемент с добавкой 20% бентонита 50 24 10 τ, мин 2 о, Па 5 58 30 12 55 42 20 40 15 11 58 18 13 19 18 Таблица 44 - Физико-механические свойства тампонажного портландцементного раствора при различной температуре (Sуд = 300 м2/кг, В/Ц=0,5) t, оС 20 50 70 90 20 50 70 90 20 50 70 τ, мин 3 3 3 3 20 20 20 20 60 60 60 Dр, см 24 24 24 24 22 18 16 14 20 14 12 102 пл, МПас 22 22 22 22 25 15 4 6 28 27 46 о, Па 11 11 11 11 18 12 51 54 12 41 53 90 60 9 58 68 Таблица 45 - Физико-механические свойства тампонажных растворов с Вид до- Доля добавки бавки, % 2,0 6,0 8,0 NaCl 2,5 5,0 7,5 10,0 1 3 Na2CO3 5 7 2 3 CaCl2 3 4 7 пл, МПас 0,45 5 60 18 40 0,45 5 60 19 50 0,45 5 60 20 70 0,5 20 3 22 30 0,5 20 3 22 30 0,5 0 3 24 20 0,5 20 3 24 20 0,45 20 60 14 20 0,45 20 60 11 25 0,45 20 60 11 40 0,45 20 60 9 70 0,45 20 60 16 16 0,5 20 60 16 26 0,5 20 120 14 8 0,45 20 60 14 14 0,45 20 60 не течет 62 различными добавками в жидкость затворения В/Ц t, оС τ, мин Dр, см о, Па 15 12 20 2,5 2,5 12 12 18 25 60 85 22 17 16 30 223 При планировании работ по цементированию скважин целесообразно реологические параметры рекомендуемых составов тампонажных растворов уточнять по результатам лабораторных исследований с учетом конкретных барометрических условий скважины. 3.3 Расчет технико-технологических параметров процесса цементирования Способ цементирования обосновывается в зависимости от особенностей геологического строения разреза разбуриваемой площади (месторождения), высоты подъема тампонажного раствора за обсадными колоннами, опасности возникновения осложнений. 103 Целью расчета являются: определение потребного количества тампонажных материалов, жидкости затворения, продавочной и буферной жидкости, числа цементировочных агрегатов и цементосмесительных машин. Зная эти данные, определяется планируемое время цементирования обсадной колонны и, при необходимости, производится подбор вида реагентов и его количества. 3.3.1 Определение потребного объема материалов для приготовления тампонажного раствора Объем тампонажного раствора определяется объемом кольцевого пространства в интервале цементирования. Цементиярование может быть осуществлено «бездобавочным» тампонажным портландцементом на всю высоту, либо частично. В последнем случае, оставшаяся часть заполняется облегченным (утяжеленным) тампонажным раствором. Объем «бездобавочного» тампонажного раствора (Vб) Vб 0,785 (kdд ) 2 - d н2 Lб d в2 lс , (77) Объем «облегченного» тампонажного раствора (Vо) Vо 0,785 (kdд ) 2 - d н2 (h - Lб ) , (78) где k – коэффициент кавернозности (k = 1,1-1,3); Dд – диаметр долота, м; dн – наружный диаметр колонны, м; dв – внутренний диаметр обсадной колонны вблизи башмака, м; Lб - высота подъема «бездобавочного» тампонажного раствора в заколонном пространстве, м; lс – расстояние от башмака обсадной колонны до кольца «стоп», м; h – уровень подъема цементного раствора от устья, м. Количество тамонажного материала (портландцемента) gб (т) для приготовления 1 м3 «бездобавочного» тампонажного раствора gб = ρб (1+В/Т), 104 (79) Потребное количество материалов (gо) для приготовления 1 м3 единицы объема тампонажного раствора необходимой плотности (ρ0) определяется: g0 = где О a (В / Т ) i ж i 1 i n , (80) В/Т – водоцементное отношение, определяется по результатам лабораторных исследований из условия обеспечения растекаемости тампонажного раствора по конусу АзНИИ равным 0,18÷0,20м; pб, рж – плотность соответственно бездобавочного тампонажного раствора и жидкости затворения , кг/м3 ; аi – массовая доля i-го компонента твердого вещества; ρi – плотность i-го компонента твердого вещества, кг/м3. Общая масса тампонажного материала для приготовления тампонажных растворов (Мiтр) (Мiтр) = kтgiViт.р. , (81) где gi - количество i-го материала для приготовления 1 м3 тампонажного раствора; kт = 1,03-1,06 – коэффициент, учитывающий потери цемента при транспортировке и затворении; Viтр = потребный объем i-го тампонажного раствора. Масса компонентов тампонажной смеси (Маi) Маi = аi Miтм, (82) Количество жидкости затворения для приготовления тампонажных растворов (Мжi) Мжi = Кв·(В/Т) Мiтм , (83) где Кв = 1,08 - 1,10 – коэффициент, учитывающий потери воды при затворении. Количество химических реагентов для регулирования свойств тампонажных растворов (тампонажного камня) определяется в зависимости от процент- 105 ного содержания химреагента по отношению к массе сухого тампонажного материала. 3.3.2 Определение необходимого объема продавочной жидкости Продавочная жидкость необходима для продавливания тампонажного раствора в заколонное пространство. Необходимый объем продавочной жидкости рассчитывается V ПР где 2 k СЖ d в ( LC hЦС ) Vм, 4 (84) kсж - коэффициент сжимаемости промывочной жидкости, принимается равным kсж = 1,02 – 1,05; dв – внутренний диаметр колонны, м; Lс – длина скважины по ее оси, м; Vм – объем трубопроводов, связывающих цементировочные агрегаты с цементировочной головкой, м3, принимается равным – 0,5 м3. Все рассчитанные значения вносятся в таблицу 46. Таблица 46 - Потребное количество материалов для цементирования эксплуатационной колонны Название или шифр Бездобавочный тампонажный раствор ПЦТ-I-100 Техническая вода КМЦ-600 Na2CO3 Сульфанол НП-1А Облегченный тампонажный раствор ПЦТ-I-50 Глинопорошок Техническая вода Сульфанол НП-1А Буферная жидкость Сульфанол НП-1А Продавочная жидкость ГОСТ, ОСТ, ТУ на изготовление Единица измерения м3 Потребное количество, кг 51,93 ГОСТ 1581-96 т м3 т т т м3 67,2 36,6 0,34 0,67 0,05 18,0 т т м3 т м3 т м3 11,9 1,9 15,2 0,021 5,8 0,004 31,3 ТУ 6-55—221-1311-93 ГОСТ 5100-85 ТУ 6-01-1816-76 ГОСТ 1581-96 ОСТ 39-202-86 ТУ 6-01-1816-76 ТУ 6-01-1816-76 3.3.3 Выбор оборудования для цементирования скважин 106 Обсадную колонну, спущенную в скважину, цементируют при помощи цементировочных агрегатов и цементосмесительных машин. Цементно-смесительная машина служит для механизированного приготовления цементного раствора. Тип и число цементировочной техники определяется их техническими характеристиками. В таблицах 47 и 48 приведены сведения о технических характеристиках ряда цементировочных агрегатах и цементосмесительных машинах, выпускаемых отечественной промышленностью. В таблице 49 – технические характеристики работы наиболее распространенных цементировочных агрегатов – ЦА 320М, 3ЦА-400А, 4АН-700. Следует помнить, что смесительные машины (2СМН-20, АС-20) имеют транспортную грузоподъемность 10 т., тогда как, в стационарных условиях их грузоподъемность 20 т. Это необходимо учитывать при определении числа смесительных машин и при необходимости планировать привлечение цементовозов для доставки цемента на буровую. Тип цементировочного агрегата зависит от выбранных смесительных машин. Например, цементировочные агрегаты ЦА-400 не имеют водяного насоса, поэтому их следует использовать с машинами АС-20, имеющими такой насос. В комплекте цементировочных агрегатов ЦА-320 имеется водяной насос для подачи воды в смеситель при затворении тампонажного раствора и эти агрегаты, возможно, использовать в паре со смесителем 2СМН-20. Количество цементировочных агрегатов (ЦА), работающих совместно с конкретной цементно-смесительной машиной определяется производительностью смесителя по тампонажному раствору и суммарной производительностью насосов высокого давления у ЦА, производящих закачку приготовленного раствора в скважину. Эти производительности должны соответствовать дуг другу. Производительность смесителя по тампонажному раствору зависит от производительности водяного насоса QВН и состава тампонажного раствора: QСМ = QВ / (В/Ц) · q с (85) Примерные производительности смесительных машин показаны в таблице 50. 107 Из таблиц 49-50, например, следует, что при QВ = 13 л/с с каждой смесительной машиной должны работать не менее двух ЦА-320 (максимальная производительность ЦА-320 при втулках Ø 125 мм равна 14л/с). При QВ = 7 л/с при использовании ЦА-400, с каждой смесительной машиной можно использовать один цементный агрегат. Следует также учитывать, что в процессе цементирования возможны поломки ЦА, поэтому во избежание перерывов в работе при цементировании глубоких скважин стремятся с каждой смесительной машиной обвязывать два ЦА. Общее количество ЦА зависит от системы работы смесителей. При параллельной (одновременной) работе смесителей в приготовлении и закачивании тампонажного раствора участвуют все ЦА. Естественно, что параллельно могут работать смесители, загруженные одним тампонажным материалом. При последовательной работе смесителей цементировочные агрегаты, затворившие цемент из первого смесителя, во время работы второго смесителя могут подсоединиться к третьему смесителю и участвовать в его работе. Последовательная работа смесителей позволяет сократить потребное количество цементировочных агрегатов, но увеличивает продолжительность цементирования скважины. Вследствие этого, а также из за сложностей с обвязкой ЦА с двумя смесителями она применяется редко, только при недостатки агрегатов для закачки и продавки тампонажного раствора. Некоторые варианты обвязки цементировочной техники и графики их работы приведены на рисунках 17, 18, 19. При планировании операции цементирования необходимо определить количество тампонажных материалов по видам загружаемых в каждую цементосмесительную машину; объемы воды, находящиеся в мерных емкостях цементировочных агрегатов; количество химических агрегатов, добавляемых в жидкость для каждого вида тампонажного материала. Важно определить схему подачи продавочной жидкости к агрегатам, участвующих в процессе продавке. 108 Таблица 47 – Технические характеристики смесительных машин Тип агрегата Монтажная база ЗАС-30 СМ-4М I СМР-20 2 СМН-20 УС6-30 УС5-30 УС-4 КрАЗ-255Б ЗИЛ-131А Специальная рама КрАЗ257Б1Ф КрАЗ250 КрАЗ-250 КАМАЗ43114 30 27 10…30 10 15 15 7…20 - 13,2 13,2 - - 1200…2400 - 1300…3400 1850 12 20 24 - 8 11,5 11 4,5 14,5 - 14,5 - 8,6 - 4 4 Производительность: 30 10(6,6) 30 при приготовлении тампонажного 3 3 раствора (дм /с) ρ-1859 кг/м по сухому цементу: загрузочного 20 15 устройства, т/ч 2,2 13,2 разгрузочного устройства, т/ч Плотность приготовляемого раствора, 1300…2400 1700…2000 1300…2400 кг/м3 7,5 5,0 Грузоподъемность, т Наибольшая масса транспортируемо6 4 8…10 го материала, т 13 3,2 8…10 Вместимость цистерны, м3 3 Емкость осреднительной емкости, м 109 Таблица 48 – Характеристика насосных агрегатов Тип насоса агрегата ЦА-32А 5ЦА-320А 3ЦА-400А Монтажная база КрАЗ257Б1А сани КрАЗ257Б1А 9Т 9Т - Тип цементировочного насоса Диаметры сменных втулок, мм Наибольшее число двойных ходов в минуту Наибольшая производительность, дм3/с Наибольшее давление, МПа Привод цементировочного насоса Водяной насос: тип; производительность, дм3/с Подпорный насос Объем мерного бака, м3 УНБ2630х500 КрАЗ-257 11Т 100;115;127 - HG-250-100 АНЦ-320 КрАЗ-257 УНБ1400х40 КрАЗ-250 КрАЗ-250 14Т1 9Т 14Т НТ-400 КрАЗ-250 (КрАЗ65104) НЦ-320 110;125;140 90;110;125;1 40 100;115;127 100;125;140 - - 133 127 - - 250 750 - - 24,5 36,5 31 22,8 37 350 26 - 32 40 - 32 40 63 40 ГАЗ-52А ЯМЗ-238 9УС-800 ЯМЗ-238 ЯМЗ-238 ЯМЗ-238 ЗМЗ-511 (ГАЗ-33) ЦНС 38-154 10 - В2-500А-С3 (В2-500АВС3) - ЦНС 60-198 16,6 1В 13,0 ЦНС60-198 16,6 Deming44-2 60 ЦНС-38 - - - - - - - 6 5 6,4 5,5 MISSION MAGNUM 60 3 6,4 110 ЦА-320М 6 Окончание таблицы 48 АНГЦ Урал-4320 (КрАЗ65104) ЗНП32150 100;125;14 0 271 26 50 Гидромотор МР-Ф1600/25М1 ЦНС-60165 УНБ1160х63 - УНБЭ250х40 - 14Т2 14Т или Н200 90 22,8 63 ЯМЗ238М 28 45 электропривод ЦНС 3810,5 - ПР12.5/ 12.5-СП - - 6 5 ЦА-СИН35 УНБ-160х32 АЦП-4320 КрАЗ-65101 Урал 43201912-30 СИИ 35,01 СИИ35,02 СИИ 32 НМ 100…140 КрАЗ-250 (КрАЗ65101) ТМ Урал-43201912С31 11,5…22,6 24…50 - УНПМАЦ-32 5557 Урал-5557 КрАЗ-250 Урал-4320 31 КрАЗ-65101 1912-30 АНЦ-500 КрАЗ65101-100 9ТМ НЦ-320;3-х 9ТМ, ЦНС 26-32 14Т 100;115;127 115 115 - 115 - 15,5…26 32 ГАЗ-53 21,15 23 ЯМЗ-238 21,15 23 ЯМЗ-238 26 32 ГАЗ-53 21,15 23 ЯМЗ-238 26;23;10,8 40;50;120 Двигатель автомобиля ЦНС38110 10,5 ЦНС-38 - - 5 6 ЦНС-38-154 Центробежн ЦНС-38-110 многосекц. 8,3 13,0 - - - 6 6 6 НПЦ-32 АНЦ320К Рама с по -лозьями плунжерный насос НБ-80 - - ЦНС38-154 ЦНС60-165 10 10 - 6,4 111 6 10,5 Таблица 49 - Подача и давление развиваемое цементировочными агрегатами Тип Скоро Диаметр втулок, мм агрега сть 100 110 115(120) 125 та Q P Q P Q P Q P ЦАI 1,4 40 1,7 32 2,3 24 320М II 2,5 32 3,2 26 4,3 19 III 4,8 16 6,0 14 8,1 10 IV 8,6 9 10,7 8 14,5 6 3ЦАI 6,6 40 8,8 30 400 II 9,5 27 12,6 21 III 14,1 18 18,6 14 IV 19,5 13 23,4 10 4АНI 6,0 70 9,0 47 700 II 8,3 51 12,3 34 III 11,6 36 17,3 24 IV 14,6 29 22,0 19 Примечание: Подача Q в л/с, давление «Р» в МПа. 140 Q 11,2 16,1 23,8 33,0 - P 23 16 11 8 - Таблица 50 - Производительность смесительных машин по тампонажному раствору, л/с Водоцементное отношение (В/Ц) 0,4 - 0,5 0,8 – 1,0 Подача водяного насоса (QВ), л/с 7 13 11 – 12 21 - 22 8,5 – 9,6 16 - 18 Применяемые в настоящее время цементосмесительные машины не обеспечивают постоянной подачи тампонажного материала в воронку смешивания, в результате чего не всегда обеспечивается постоянство состава и свойств тампонажного раствора. В связи с этим в процессе приготовления и закачивания тампонажного раствора в скважину целесообразно использовать осреднительную емкость. Особенно это важно при последовательной работе смесительных машин. В этом случае ЦА, обвязанные со смесительными машинами, откачивают приготовленный тампонажный раствор в осреднительную емкость, а другие цементировочные (ЦА) или насосные (АН) агрегаты нагнетают тампонажный раствор из нее в скважину. Суммарная производительность насосных агре112 гатов, откачивающих тампонажный раствор из осреднительной емкости, должна соответствовать производительности смесительных машин, готовящих тампонажный раствор. Закачивание тампонажного раствора в скважину целесообразно начинать, когда осреднительная емкость заполнится более чем на 50%. В качестве осреднительной емкости чаще всего используются старые смесительные машины (с демонтированными шенками для подачи тампонажного материала) с объемом 14 м3. Схема обвязки цементировочной техники с использованием осреднительной емкости показана на рисунок 8. Рисунок 17 Схема обвязки цементировочной техники 1 – цементировочная головка; 2 – узел приготовления цементного раствора (смесительная машина); 3 - узел приготовления облегченного тампонажного раствора; 4 – цементировочный агрегат для подачи воды и продавочной жидкости; 5 – линии подачи воды и продавочной жидкости; 6 – цементировочный агрегат для начала продавки. 113 Рисунок 18 – Схема обвязки цементировочной техники с использованием блока манифольдов БМ-700: 1 – цементировочная головка; 2 – блок манифольдов; 3 – станция контроля цементирования; 4 - линии подачи воды и продавочной жидкости; 5 – нагнетательные линии подачи цементного раствора и продавочной жидкости; 6 – ЦА-320; 7 – 2СМН-20; 8 – агрегат на подачу воды Рисунок 19 – Схема обвязки цементировочной техники с помощью осреднительной емкости: ОЕ – осреднительная емкость; АН – агрегат насосный; СКЦ – станция контроля цементирования; БМ – блок манифольдов 114 С учетом изложенного, обоснование числа технических средств производится следующим образом: - определяется число смесительных машин для каждого вида тампонажного материала (nсм) nсм = Gтм / mнас · Vбунк , (86) где mнас – насыпная масса сухой тампонажной смеси, кг/м3; Vбунк – емкость бункера смесительной машины, м3. - определяется производительность смесителя по цементному раствору: QСМ QВ V iтр ( В / Т ) М iтр , (87) где Qв – производительность водяного насоса цементировочного агрегата, м3/с (определяется из технических характеристик принятого цементировочного агрегата. Последний подбирается в соответствии с расчетными значениями Ркп и Qкп.) Значение Qсм сравнивается с максимальным значением qца и из условия: Qсм = Qца = nца · qца (88) определяется nца. При закачивании продавочной жидкости число цементировочных агрегатов увеличивается на один агрегат, что связано с необходимостью «стравливания» разделительной пробки. 3.3.4 Обоснование режимно-технологических параметров процесса цементирования В процессе закачивания тампонажного раствора возможны следующие осложнения: - поглощение тампонажного раствора из-за превышения давления в заколонном пространстве над пластовым; - разрыв сплошности потока жидкостей. Для предупреждения этих осложнений, обоснования режима заканчивания и продавливания тампонажного раствора строятся зависимости: 115 Рцг = f(Qi · Vжi), (89) Ркпз = f(Qi · Uжi) (90) где Рцг и Ркпз – давление на цементировочной головке и в кольцевом пространстве в интервале продуктивного пласта (на забой скважины), МПа. Рцг = Ркпс – Рт + ΔРт + ΔРкп + Ру, (91) Ркпз = Ркпс + ΔРкп, (92) где Qi – производительность всех цементировочных агрегатов,учавтсвующих в процессе цементирования м3/с; Ркпс, Рт, Руст – гидростатические давления составных столбов жидко стей в кольцевом пространстве, в трубах и на устье, соответственно, МПа; VЖi – объемы закачиваемых жидкостей, м3; Рт, Ркп – гидродинамические давления, обусловленные движением жидкостей в трубах в кольцевом пространстве, МПа. Процесс закачивания жидкостей начинают с максимальной производительностью постепенно снижая ее до минимальной. Последние 1 - 1,5 м3 продавочной жидкости закачивают одним агрегатом на 1-ой скорости. Построение зависимостей (89, 90) производится следующим образом: - задаются значениями объема закачиваемых тампонажного раствора, буферной и продавочной жидкостей: V1 = 0; V2 = Vбуф; (93) V3 = Vбуф + Vо; (94) V4 = Vбуф + Vо + Vб; (95) V5 = Vбуф + Vо + Vб + 1/2Vпр.ж; (96) V6 = Vбуф + Vо + Vб + 2/3Vпр.ж; (97) V7 = Vбуф + Vо + Vб + (Vпр.ж – 1,5); (98) V8 = Vбуф + Vо + Vб; (99) и определяют высоту подъема на каждый момент распределения жидкостей в кольцевом пространстве и обсадной колонне. 116 hт= 4 V / ( d в 2 ), (100) hкп= 4 V / ( k 2 D д 2 – d н 2 ) (101) Распределение жидкости в кольцевом пространстве и в обсадной колонне приводится в виде таблицы 51. При принятой производительности цементировочных агрегатов определяют значения Рцг и Ркпз. Изменяют режим работы цементировочных агрегатов, проводятся аналогичные вычисления. Таким образом, для различных режимов работы определяются давления на цементировочной головке и забое в кольцевом пространстве, результаты заносят в таблицу 52 и в виде графика (рисунок 20), куда также наносятся значения давления гидроразрыва и допустимого давления на насосах цементировочных агрегатов. Если суммарное гидростатическое давление жидкостей, закачиваемых в обсадную колонну превысит давление, обусловленное гидростатическим весом жидкостей, находящихся в заколонном пространстве и гидродинамическими сопротивлениями при их движении, то на устье скважины (на цементировочной головке) возникает вакуум. Последнее может вызвать подсос воздуха через негерметичности в соединениях труб и, как следствие, образование пустот в цементном камне за колонной. Во избежание этого рекомендуется всегда иметь положительное давление на цементировочной головке на устье скважины, создавая в случае необходимости противодавление в кольцевом пространстве, направляя выходящую из скважины жидкость через штуцерную батарею. Производится анализ полученных зависимостей: - определяется момент снижения давления на цементировочной головке ниже нуля и необходимая величина противодавления на устье; - определяется режим противодавления из условий: Ркпз ≤ Ргр, (102) Рцг ≤ Рн, (103) 117 Таблица 51 - Распределение жидкостей в кольцевом пространстве и в обсадной колонне Объем прокачиваемых жидкостей, м3 буровой раствор Распределение прокачиваемых жидкостей, м в обсадной колонне в кольцевом пространстве бездобабездобаоблегченоблегченвочный продавоч- бурово вочный буферная ный тамбуферная ный тампотампонажная жидтампонажй жидкость понажный жидкость нажный ный раскость ный расраствор раствор раствор твор твор V1 V2 V3 V4 V5 V6 V7 V8 Таблица 52 - Результаты расчетов Рцг и Ркпз Объемы прокачиваемых жидкостей, м3 IV скорость III скорость II скорость I скорость Q= Q= Q= Q= Рцг, МПа Ркпз, МПа Рцг, МПа V1 = V2 = V3 = V4 = V5 = V6 = V7 = V8 = 118 Ркпз, МПа Рцг, МПа Ркпз, МПа Рцг, МПа Ркпз, МПа продавочная жидкость - результаты обобщаются и делаются выводы по режимно-технологическим параметрам процесса цементирования. Пример: на рисунке 20 «а» сплошными линиями приведены зависимости Ркпз=(Qi;VЖi). Из нижнего рисунка видно, что закачивание жидкостей согласно условию (91) можно осуществлять на четвертой скорости в объеме А1, на третьей – В1, на второй – С1 и остальные на первой скорости. При закачивании жидкости в объеме V2 давление снижается ниже нуля. Возникает разрыв сплошности потока. Максимальная величина отрицательного давления при производительности, на которой осуществляется закачивание жидкости в этот момент (на данном рисунке Q4) составляет Ру. Для предупреждения разрыва сплошности потока в кольцевом пространстве на устье необходимо создать противодавление по величине равной Ру. Поэтому давление на цементировочной головке и на забое скважины увеличится, кривые переместятся влево (пунктирные линии). Анализируя их имеем: количество жидкости закачиваемой на четвертой скорости – А2; на третьей скорости – В2; на второй С2 и на первой Д2. Из условия (92) соответственно для первого случая – А3, В3, С3, Д3, второго А4 В4 С4 Д4. Оба условия (91, 92) выполняются при закачивании на четвертой скорости объема жидкости А=А4, на третьей В=В4, на второй С=С4 и на первой Д=Д4. При разработке рекомендаций следует учитывать, что последние 1,0…1,5 м3 продавочной жидкости в целях предупреждения нарушения сплошности колонны и герметичности элементов ее оснастки вследствие возможности гидравлического удара при посадке разделительной пробки на кольцо «стоп», следует закачивать с наименьшей производительностью. Продолжительность процесса цементирования tц складывается из времени необходимого для приготовления тампонажного раствора и заполнения ею осреднительной емкости, освобождения разделительной пробки, на закачивание тампонажного раствора и продавочной жидкости в обсадную колонну. t=Vбж/Qбж + Vтр/Σqца + ΣVпр.i/Qi + (600÷800) 119 (104) Рисунок 20 –Зависимости давлений в кольцевом пространстве на забое скважины (а) и на цементировочной головке (б) от производительности цементировочных агрегатов и объема закачиваемых жидкостей. 120 Время tц, как правило, не должно превышать 75% срока начала загустевания тампонажного раствора tзаг: tц ≤ 0,75tзаг (105) Время загустевания регулируется реагентами замедлителями, ускорителями сроков схватывания. Результаты расчетов и анализа заносятся в таблицы 53, 54. В случае ступенчатого расчет процесса цементирования производится аналогично, но отдельно для каждой ступени. Место установки цементировочной муфты определяется геологическими условиями. При опасности поглощения тампонажного раствора муфта должна устанавливаться выше зоны поглощения. При этом должно соблюдаться условие Ркп < Ргр. В случае опасности газопроявлений цементировочная муфта должна быть установлена на 100-200м выше кровли газоносного пласта. Результаты расчетов по данному разделу должны быть представлены в виде таблицы и графиков. Таблица 53 – Потребное для цементирования обсадной колонны количество материалов Название колонны 1 Название тампонажного материала 2 Единица измерения Потребное количество 3 4 3.4 Обоснование способа контроля качества цементирования Способ проверки герметичности обсадной колонны определяется назначением скважины. В зависимости от выбранного способа разрабатывается технологическая схема испытания на герметичность (давление опрессовки, уровень снижения жидкости в колонне, время испытания и т.д.) [7, 14], выбирается комплекс геофизических методов контроля качества цементирования [3]. 121 8 9 10 11 12 13 нарастающее 7 в данном режиме 6 на устье скважины в конце операции Количество смесительных машин, шт 5 допустимое для агрегата Количество агрегатов, работающих на одном режиме, шт 4 объем порции на данном режиме, м3 Тип агрегата 3 суммарная производительность, м3/с Тип и название жидкости 2 Давление, МПа скорость подачи агрегата Наименование технической операции 1 Время выполнения операции, мин Режим работы агрегатов диаметр втулок, м Номер ступени цементирования части колонны (снизу-вверх) Таблица 54 – Режим работы цементировочных агрегатов 14 3.5 Выбор способа освоения скважины, организация процесса освоения В данном разделе проекта необходимо определить требуемую величину депрессии на пласт для вызова притока пластового флюида, обосновать способ вызова притока (замена промывочной жидкости на воду или нефть; аэрация промывочной жидкости; применение пены; свабирование; использование пластоиспытателя, УОТС и т.д.). В проекте должен быть обоснован способ перфорации и плотность перфорационных отверстий, вид и параметры перфорационной жидкости, способ ее доставки на забой, подобрано оборудование для устья скважины для безопасного проведения перфорации и вызова притока согласно [15]. 3.6 Вопросы охраны труда, окружающей среды и техники безопасности В данном разделе необходимо дать перечень мероприятий по безопасному и безаварийному ведению работ по спуску колонны, ее цементированию, опрессовке и освоению скважины, наметить конкретные мероприятия по охране окружающей среды от загрязнения. 122 4 ПРОГРАММА РАСЧЕТА ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ПРОЦЕССА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ НА ПЭВМ 4.1 Алгоритм программы расчета технико-технологических параметров процесса цементирования на ПЭВМ Программа гидравлического расчета цементирования скважин создана с целью определения и контроля оптимальных гидравлических режимов в процессе цементирования, а также последующего анализа проведенных операций, сокращения затрат времени на составления нормативной и отчетной документации. Разработанная программа позволяет выполнить ряд расчетов: - определение объема скважины (с использованием по выбору пользователя данных кавернометрии по интервалам скважины); - расчет объемов необходимых технологических жидкостей для цементирования скважины; - расчет количества необходимых тампонажных материалов и химреагентов, для приготовления и обработки буферных жидкостей, тампонажных растворов; - гидравлический расчет цементирования скважины при заданных параметрах и переменной производительности, а также при нескольких заданных вариантах производительности (с учетом реологических характеристик применяемых тампонажных растворов и реальных геометрических размеров по всем имеющимся интервалам скважины); - определение коэффициентов качества цементирования по стволу скважины, а также по отдельным интересующим интервалам, заданных пользователем (в соответствии с заданной по выбору пользователя методикой определения коэффициентов качества). Кроме вышеописанных основных технологических расчетов, программа содержит базу данных с информацией о применяемых рецептурах, физикомеханических свойствах тампонажных растворов и применяемой техники, воз123 можность их редактирования пользователем, графическую модель скважины, моделирует процесс с выделением на экране зон ламинарного и турбулентного режимов течения. Помимо электронного отображения на экране монитора и хранения информации в электронном виде по желанию пользователя на бумажный носитель выводится дополнение к плану работ на крепление скважины, включающего, по выбору, результаты расчетов. По выбору пользователя возможен также вывод графического сопровождения расчетов, включающего графики изменения величин ожидаемых давлений на цементировочной головке и в кольцевом пространстве на забое скважины (в интервале с наименьшими давлениями гидроразрыва), диаграмму изменения коэффициентов качества цементирования по стволу скважины и др. Программа имеет удобный интерфейс, небольшой размер файла отчета (14,5 kb) с информацией о ходе цементирования – от проектирования процесса до оценки качества проведенной операции, позволяет использовать разработанную программу в качестве базы данных о проведенных операциях. Программа выполнена в редакторе Delphi V5.0 и предназначена для работы в качестве самостоятельного приложения в среде Windows 95/98 рисунок 21. Системные требования: - процессор 486 DX2 66 (рекомендуется Pentium 133); - ОЗУ 1 Mb (минимальное расширение 800·600·256); - ОЗУ 4 Mb (рекомендуется 8 Mb). 4.2 Задание разреза и параметров скважины Разрез лучше задавать последовательностью списка программы т.е. вначале интервалы обсадной колонны (рисунок 22) , затем – предыдущей обсадной колонны и в конце – открытого ствола. 124 Рисунок 21 – Главное меню программы Рисунок 22 – Задание интервалов обсадной колонны, предыдущей обсадной колонны и открытого ствола 125 После задания интервалов нужно обязательно щелкнуть по кнопке “Занести в модель”. Изображение модели скважины справа сразу приобретет соответствующий вид. В конце задания интервалов необходимо равенство максимальных значений глубин обсадной колонны и открытого ствола, иначе модель работать не будет. По щелчку правой клавиши мыши выскакивает всплывающее меню стандартных диаметров обсадных колонн рисунок 23. Рисунок 23 – Выбор диаметров обсадных колонн При вторичном обращению к заданию интервалов следует помнить, что машина интерпретирует интервалы немного по другому. Так если обсадная колонна двухступенчатая 0-500м и 500-2000м а предыдущая обсадная колонна 01000 м, то машина интерпретирует интервал предыдущей обсадной колонны как два интервала 0-500м и 500-1000м т.е. разобьет его по секциям внутренней колонны. Ввод по коэффициенту кавернозности или уширения аналогичен вводу одного интервала по ГИС и в дальнейшем так и интерпретируется (рисунок 23). 126 Причем коэффициент кавернозности – это отношение диаметра скважины к диаметру долота: Кк = Dскв Dд а коэффициент уширения – это отношение их квадратов: Ку = 2 Dскв Dд2 Параметры скважины Шаг расчетов относится к гидравлическому расчету. Таблица расчетов, шаг вывода графиков и скорость расчетов зависят от этого параметра. Не рекомендуется задавать его менее 0.05, так как модель будет работать очень медленно и таблица потребует очень много оперативной памяти. После задания интервалов может сбиться настройка расстояния до “стоп-кольца” поэтому ее нужно обязательно проверить. При указании наличия слабого пласта, значение давления гидроразрыва и коэффициент запаса автоматически переходят к нему.(при отсутствии слабого пласта это значения на забой). Данные по скважине Эти данные непосредственно к расчету не относятся и нужны для вывода на бланки печати. 4.3 Задание жидкостей используемых при цементировании Ввод данных При вводе данных основное внимание следует уделить реологическим свойствам жидкостей, т.к. от них зависит гидравлический расчет. В физикомеханических свойствах следует правильно обосновать вототвердое отношение и выход цементов. Все остальные параметры нужны только для базы жидкостей. Пользователь может сам редактировать базу: вносить в нее свои жидкости, удалять их и загружать (рисунок 24). 127 Рисунок 24 – Ввод данных по различным жидкостям Добавки к жидкостям также содержат свою базу, редактируемую пользователем (рисунок 25). Но при загрузке добавок из базы нужно ввести их содержание. База цементных растворов состоит из портландцемента ПЦТ1-50 и тех. воды. База остальных жидкостей – тех. вода. По желанию пользователя их можно изменить. Буферную жидкость можно использовать как третий цементный раствор. Для этого нужно выбрать ей соответствующую реологическую модель и указать интервал цементирования. Для первого цементного раствора можно указать либо интервал цементирования либо объем. Если интервал цементирования не с “0” то объем на выкид обнуляется. Режим закачивания задает переменный режим закачивания для выбранной жидкости и возможен гидравлический расчет для этого режима. 128 Объемы 2-го цементного раствора и продавочной жидкости считаются автоматически и зависят от объемов предыдущих жидкостей и расстояния до “стоп-кольца”. Все объемы в скважине считаются автоматически и показываются на панели снизу. в трубах – в обсадной колонне; в кп – в кольцевом пространстве; в пред.кол.- в предыдущей обсадной колонне; в откр.ств.- в открытом стволе. Таблица результатов (рисунок 26) Здесь обобщаются данные по жидкостям. Выводятся все их свойства, добавки, объемы, и количество материалов с учетом коэффициентов запаса. Рисунок 25 – Выбор добавок и параметров раствора 129 Рисунок 26 – Таблица результатов 4.4 Гидравлический расчет Перед расчетом можно включить графики для изображения графиков процесса. (Графики – показать) При накоплении на них информации можно их очистить (Графики – очистить) (рисунок 27). 1 Запустить модель Параллельный расчет, отображение на графике и показ модели цементирования. На модели цементирования отображаются зоны ламинарного (прямая штриховка) и турбулентного (кольца) течения жидкостей. Процесс можно останавливать, возвращать назад и прокручивать вперед на панели упраления моделью (внизу формы). Процесс протекает при постоянном расходе отображаемым возле списка расходов. Во время процесса можно менять расход и свойства жидкостей. 130 Рисунок 27 – Графики гидравлического расчета процесса цементирования 2 Быстрый расчет Быстрый расчет без запуска модели для текущего постоянного расхода. Progress bar снизу показывает протекание расчета. Если шаг расчетов неочень маленький то процесс проходит за несколько десятых долей секунды. 3 Оптимальный режим С учетом давления гидроразрыва подбираются наиболее большие расходы. Изменение расхода можно посмотреть в таблице расчетов в этом же меню (рисунок 28). 4 Для всех расходов Происходит быстрый расчет для всех расходов списка и на графиках отображается ряд кривых. Также в таблице рачетов заполняются колонки на все введенные расходы. 131 Рисунок 28 – Таблица результатов гидравлического расчета процесса цементирования При расчете давлений, ожидаемых при цементировании скважины, гидродинамическое сопротивление учитываются на каждом участке отличающемся по геометрическим размерам, ввиду находящейся в нем технологической жидкости, ее реологическим параметрам и режиму течения внутри цементируемой колонны и в заколонном пространстве. Определение давления производится на период прокачивания в скважину заданного объема раствора. При этом шаг расчетов определяется пользователем. Возможен вариант расчета с шагом до 10л (в зависимости от возможности операционной системы ПЭВМ). По выбору пользователя возможно определение давлений ожидаемых при цементировании скважины: на цементировочной головке, в заколонном пространстве на забое скважины или в интервале пласта с наименьшим давлением гидроразрыва (или давления поглощения) исследуемого пласта. Реологическая модель применяемых при расчете жидкостей (вязкая, вязко-пластичная, степенная) определяется 132 пользователем. Можно учитывать и местные гидравлические сопротивления, возникающие в отдельных узлах и секциях оснастки обсадной колонны, устьевой обвязки (обратный клапан, устройство ступенчатого цементирования и др.). Управление графиками (рисунок 29) В меню графиков можно вывести на экран, убрать с экрана и очистить графики, а также настроить их (Параметры). В параметрах можно задать цвет (Заметим, что при расчете списка расходов цвет графика выбираются из списка цветов. Т.е. первому расходу соответствует 1-ый (лимонный) цвет ) Цвет графика в зависимости от номера расхода: Расход №: Цвет 1 лимонный (светло – зеленый) 2 голубой 3 водяной 4 синий 5 фиолетовый 6 коричневый 7 зеленый 8 черный Тип и параметры Здесь можно установить границы графиков (особенно важно перед печатью, т.к. на принтер графики выводятся с теми же границами), тип верхнего графика, установить график изменения расходов, и убрать/показать линию гидростатического давления (красный цвет на графике). 133 Рисунок 29 – Меню управления графиком процесса цементирования 4.5 Показатели качества цементирования (рисунок 30) Здесь производится расчет средних коэффициентов АКЦ иГГК. Пользователь может задать любые категории качества и присвоить им любые значения коэффициентов (до 11 категорий и коэффициент от “0” до ‘1”). После ввода интервалов можно посмотреть таблицу результатов и совмещенный график АКЦ и ГГК. Продуктивный пласт можно использовать как исследуемый пласт. Заметим, что интервалы цементных растворов берутся из предыдущих данных, хотя скважину по глубине можно вводить не как модельную. 134 Рисунок 30 – Показатели качества цементирования 4.6 Отчет по результатам цементирования Вывод на печать бланков и графиков Перед выводом на печать нужно проверить правильность информации по скважине (Данные по скважине) и настроить принтер (Параметры принтера). Все бланки генерируются автоматически без ввода дополнительных данных и соответствуют производственной форме. Перед печатью графиков необходимо проверить границы графиков, иначе не все линии выведутся на печать. И печать графиков желательно производить на цветном принтере. Печать “высот жидкостей” и “расходов и давлений” может занять очень много листов и нужно в основном для исследовательской работы. Вся эта информация есть в “Расчеты” -> ”таблица расчетов”. Перед печатью выходит сообщение о количестве листов с возможностью отказаться от печати. 135 Образцы таблиц представляемых при проведении работ приведены ниже (таблицы 55-62). Таблица 55– Дополнение к плану работ на цементирование обсадной колонны Скважина Наименование Глубина Диаметр, колонны мм Месторождение номер глубина, м Заполярное 1342 1350,0 эксплуат. 1350,00 219,00 Таблица 56 – Сведения о конструкции скважины Цементируемая колонна Глубина установки «стоп-кольца» /ЦКОД, м 1340.00 № секции 1 Интервал, м от 0.0 до 1350.0 Длина секции, М 1350.0 Толщина стенки, мм 10.0 Длина секции, м 500.0 Толщина стенки, мм 10.0 Длина секции, М 850.0 Толщина стенки, мм 237.510.0 Предыдушая колонна: Кондуктор Номинальный диаметр, мм 324.00 Глубина спуска, м 500.00 № секции 1 Интервал, м от 0.0 до 500.0 Необсаженный ствол скважины Забой скважины, м 1350.00 (При коэффициенте кавернозности К=1.1000) № секции Интервал, м от до 1 500.0 1350.0 Примечание: Без замечаний 136 Таблица 57 – Результаты расчета необходимых тампонажных материалов для цементирования обсадной колонны Месторождение Заполярное Скважина номер глубина, м 1342 1350,0 Наименование колонны Глубина Диаметр, мм эксплуат. 1350,00 219,00 Сведения о применяемых тампонажных материалах Мощность Интервал интервала, цементирования м 0 900.0 900 900.0 1350.0 450 Тип ЦР обл. безд. Плотность, Вязкость, кг/м3 Па∙с 1500.0 1850.0 0.0070 0.01190 ДНС, Па 19.0000 30.0000 Сведения о применяемых технологических жидкостях Наименование Промывочная жидкость Буферная жидкость Продавочная жидкость Плотность, кг/м3 1300.0 1000.0 1000.0 Вязкость, Па∙с 0.0300 0.0100 0.0150 ДНС, Па - Необходимый объем тампонажных растворов и технологических жидкостей Тип жидкости Вид расхода объема V, м3 Буферная жидкость 5.0 Цементный раствор № 1 требуется интервал 29.7 на выкид 6.0 ИТОГО: 35.7 Цементный раствор № 2 требуется на интервал 13.8 на цементный стакан 0.3 ИТОГО: 14.1 Продавочная жидкость 41.7 на устьевую обвязку 1.0 ИТОГО: 42.7 с учетом Ксж-1.10 46.9 Примечание: Без замечаний Таблица 58 – Результаты расчета изменения давлений в процессе цементирования обсадной колонны МесторождеСкважина Наименование Глубина Диаметр, ние колонны мм номер глубина, м Заполярное 1342 1350,0 эксплуат. 1350,00 219,00 137 Давление на цементировочной головке Закачи- Vж, ваемая м3 жидкость Буферная 5.0 ЦР 1 17.9 35.7 ЦР 2 7.1 14.1 Прода10.4 вочная 20.8 31.3 41.7 ΣV, м3 5.0 22.9 40.7 47.8 54.9 65.3 75.7 86.1 96.6 Давление, МПа при производительности, л/с 1.000 5.000 10.00 15.00 20.00 - Р на ЦГ, МПа - - - Давление в кольцевом пространстве на забой Закачиваемая жидкость Vж, м3 Буферная ЦР 1 5.0 17.9 35.7 7.1 14.1 10.4 20.8 31.3 41.7 ЦР 2 Продавочная ΣV, м3 Давление, Мпа при производительности, л/с 1.000 5.000 10.00 15.00 20.00 - 5.0 22.9 40.7 47.8 54.9 65.3 75.7 86.1 96.6 - Р на забой, МПа Примечание: Без замечаний - Таблица 59 – Результаты расчетов распределения жидкостей в скважине V, м3 1 0.00 0.30 0.60 0.90 1.20 Нпром.ж Нбуф.ж Ноцр Нцр Нпрод.ж Нпром.ж Нбуф.ж Ноцр (тр), м (тр), м (тр), м (тр), м (тр), м (кп), м (кп), м (кп), м 2 1350.0 1340.4 1330.7 1321.1 1311.4 3 0.0 9.6 19.3 28.9 38.6 4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 5 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 6 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 7 1350.0 1350.0 1350.0 1350.0 1350.0 8 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 9 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 138 Нцр (кп), м 10 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 Нпром.ж (кп), м 11 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 - Таблица 60 – Результаты расчета давлений V, м3 Ргст(тр), МПа Ргдм(тр), МПа Ргст(тр), МПа Ргдм(тр), МПа Р на ЦГ МПа Р на забой МПа Q1, м3/с 0.00 0.30 0.60 0.90 1.20 17.217 17.188 17.160 17.131 17.103 0.001 0.001 0.001 0.001 0.001 17.217 17.217 17.217 17.217 17.217 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.03 2.06 2.09 2.12 19.22 19.22 19.22 19.22 19.22 0.001 0.001 0.001 0.001 0.001 Таблица 61 – Изменение давлений в процессе цементирования Месторождение Скважина Наименование Глубина, Диметр, колонны м мм номер глубина, м Заполярное 1342 1350 Эксплуат. 1350.0 219.00 Таблица 62 – Заключение о качестве цементирования обсадной колонны Месторождение Заполярное Скважина номер глубина, м 1342 1350 Наименование Глубина, Диметр, колонны м мм Эксплуат. 1350.0 219.00 Количественная оценка степени контракта по категориям АКЦ Показатели по стволу интервал ЦР1 интервал ЦР2 прод. пласт АКЦ м % м % М % м % Нет данных 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 Отсутствует 300.0 22.2 300.0 33.3 0.0 0.0 0.0 0.0 Плохой 300.0 22.2 300.0 33.3 0.0 0.0 0.0 0.0 Частичный 450.0 33.3 300.0 33.3 150.0 33.3 50.0 100.0 Жесткий 300.0 22.2 0.0 0.0 300.0 66.7 0.0 0.0 ИТОГО: 1350.0 100 900.0 100 450.0 100 50.0 100 Количественная оценка заполнения по категориям ГГК Показатели по стволу интервал ЦР1 интервал ЦР2 прод. пласт АКЦ м % м % М % м % Нет данных 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 Отсутствует 300.0 22.2 300.0 33.3 0.0 0.0 0.0 0.0 Плохой 300.0 22.2 300.0 33.3 0.0 0.0 0.0 0.0 Частичный 450.0 33.3 300.0 33.3 150.0 33.3 50.0 100.0 Жесткий 300.0 22.2 0.0 0.0 300.0 66.7 0.0 0.0 ИТОГО: 1350.0 100 900.0 100 450.0 100 50.0 100 Коэффициенты качества по стволу интервал ЦР1 интервал ЦР2 прод. пласт АКЦ 0.52 0.33 0.89 0.66 ГГК 0.70 0.66 0.77 1.00 139 5 ТРЕБОВАНИЯ К ОФОРМЛЕНИЮ КУРСОВОГО ПРОЕКТА Курсовой проект должен выполнятся согласно данному учебному пособию и содержать все разделы согласно заданию. Оформление проекта производится на листах белой бумаги форматом А4 (297 × 210 мм) в соответствии с требованиями ГОСТ 2.301, рукописным или печатным способом. Допускается размещать текст по обе стороны листа. Лист должен иметь рамку и основную надпись (приложение 1). Расстояние от рамки до границ текста рекомендуется оставлять в начале строк – не менее 5 мм, в конце строк не менее 3 мм. Расстояние от верхней или нижней строки текста до рамки должно быть не менее 10 мм. Название разделов должно быть оформлено в виде заголовка – прописными (заглавными) буквами, подразделы строчными буквами (кроме первой буквы прописной) жирным шрифтом. Текст должен быть сжатым и понятным, в нем не должно быть большого числа общих положений, повторяющихся громоздких расчетов (в этом случае приводится пример расчета, остальные данные сводятся в таблицу), подробного переписывания технических данных стандартного оборудования. Основное место должны занимать собственные решения, расчеты, анализы и выводы. Все сокращения в тексте русских слов и словосочетаний допускается делать в соответствии с ГОСТ 7.12-77. Все расчеты в проекте должны выполняться только в соответствии с Международной системой (СИ). Формулы, таблицы и рисунки должны иметь нумерацию (одна или две цифры соответствуют номеру раздела, следующие цифры – номеру формулы, рисунка, таблицы). Схемы, рисунки и т.д. должны быть выполнены аккуратно тушью или пастой, иметь подрисуночную подпись. В конце проекта приводится список используемой литературы. На титульной листе руководитель указывает ритмичность работы студентов над проектом. Выполненный проект проверяется руководителем курсового проектирования, который дает разрешение на допуск работы к защите. Работа, выполненная небрежно, с ошибками, с отступлением от исходных данных и требований настоящих указаний, возвращается на исправление. 140 СПИСОК РЕКОМЕНДУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 1. ПБ 08-624-03. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности: Утв. Постановлением Госгортехнадзора России от 05.06.2003. №56:М.2003.-256 с. 2. Соловьев Е.М. Сборник задач по заканчиванию скважин. -М.: Недра,1989,-251 с.: ил. 3. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1981. 4. Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин. – М. изд. ВНИИКрнефть, 1975. 5. Справочник инженера по бурению, т. 1 и 2. – М.: Недра, 1973 (под ред. В.И.Мищевича). 6. Иогансен К.В. Спутник буровика .-М.: Недра,1990,-380с.: ил. 7. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. -М.: 1997. –195 с.. 8. Трубы нефтяного сортамента. Справочник / Под редакцией А.Е. Сарояна.- М.: Недра, 1987 9. ГОСТ 20692-2003. Долота шарошечные. Типы и основные размеры. Технические требования. - М.: Изд-во стандартов, 2003.- 6 с. 10. ГОСТ 632-80. Трубы обсадные и муфты к ним. Технические условия. – М.: Изд-во стандартов, 1989. – 69 с. 11. Гульянц Г.М. Справочное пособие по противовыбросовому оборудованию скважин. –М.: Недра 1983 –384 с. 12. Инструкция по применению центраторов для обсадных колонн. – изд. ВНИИБТ, 1972. 13. Инструкция по расчету бурильных колонн. М.: 1997. -156 с. 14. Инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичность. М.: 1999,36с. 15. Инструкция по одновременному производству буровых работ, освоению и эксплуатации нефтяных скважин в кусте. – М.: 1996 141 16. ГОСТ 1581-96. Портландцементы тампонажные. Технические условия. –М.:Изд-во стандартов, 1998. -13 с. 17. ГОСТ 26798.2-96. Цементы тампонажные типов I-G и I-H. Методы испытаний. –М.: Изд-во стандартов, 1998. –13 с. 18. Иванов С.И. Анализ научных и практических решений заканчивания скважин / С.И. Иванов, А.И. Блатов, В.А. Любимов, Р.С. Яремичук. –М.: ООО «Недра – Бизнесцентр», 2004. –Книга 1. – 334 с. 142 ПРИЛОЖЕНИЯ 143 Приложение 1 ОБРАЗЦЫ ОФОРМЛЕНИЯ РАБОТЫ 1.1 Оформление титульного листа _____5 мм_________ ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ (ТюмГНГУ) ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА 1 2 20 мм КУРСОВОЙ Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин ПРОЕКТ 5 мм на тему: Проект заканчивания эксплуатационной скважины глубиной 2450 м на Верхне-Колик-Еганском месторождении 3 по дисциплине: Заканчивание скважин 4 5 98.ЗС.КП.118.05.ПЗ Руководитель: д-р техн. наук, профессор _______В.П.Овчинников Исполнитель: cтудент гр. НБ-00-1 _________А.А.Иванов (подпись) (подпись) “____”________2005 “____”________2005 (дата) (дата) _______________ (оценка) 5 мм 2005 144 В графах основной надписи (номера граф приложение 1 в скобках) указывают: В графе 1 – полное название учебного учреждения по месту выполнения работы. В графе 2 – название кафедры по месту выполнения работы. В графе 3 - наименование раздела дипломного проекта или темы курсового проекта (работы). В графе 4 - название дисциплины по которой выполняется работа. В графе 5 – обозначение дипломного или курсового проекта (работы): 98.ЗС.КП.118.05.ПЗ 98 – шифр кафедры бурения нефтяных и газовых скважин, закрепленный за кафедрой в ТюмГНГУ; ЗС – индекс дисциплины (по начальным буквам); КП (курсовой проект; КР- (работа); 118 - три последние цифры зачетной книжки студента; 05 - год выполнения КП (КР), (указываются две последние цифры); ПЗ - шифр записки по ГОСТ 2.102. Нумерацию страниц КП (КР) начинают с титульного листа. На титульном листе номер страницы «1» не проставляется. В графе 5 – фамилии лиц подписывающих документ, подписи лиц, дата подписания документа и оценка. В графе 6 – год выполнения работы. 145 1.2 Образец задания на курсовое проектирование ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ «ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗЛВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» (ТюмГНГУ) ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА Кафедра “Бурения нефтяных и газовых скважин” КУРСОВОЙ ПРОЕКТ По дисциплине “Заканчивание скважин” Задание № _____________ Группа НБ-______________ Студент_________________________________________________________________________ Дата выдачи _______________________Срок предоставления___________________________ Тема____________________________________________________________________________ ________________________________________________________________________________ ____________________________________на__________________________________________ СОСТАВ ПОЯСНИТЕЛЬНОЙ ЗАПИСКИ: Титульный лист Задание Содержание Введение 1. Исходные данные для составления проекта (указаны в учебном пособии к выполнению курсового и раздела дипломного проектов по дисциплине “Заканчивание скважин” для студентов специальности 130504 “Бурение нефтяных и газовых скважин” очной и заочной форм обучения 2. Обоснование и проектирование конструкции скважин. 3. Выбор материалов для цементирования скважин. 4. Расчет обсадных колонн на прочность. 5. Обоснование технологической оснастки. 6. Обоснование способа и скорости спуска обсадной колонны. 7. Подготовка ствола скважины и обсадных труб к спуску. 8. Обоснование способа цементирования. Расчет технико-технологических параметров процесса цементирования. 8.1 Обоснование потребного объема материалов для приготовления тампонажного раствора. 9. Обоснование числа смесительных машин и цементировочных агрегатов при заканчивании и продавливании тампонажных растворов. 9.1 Определение времени цементирования. 10. Разработка технологической системы обвязки цементировочной техники. 11. Обоснование способа контроля качества цементирования. 12. Обоснование способа вскрытия продуктивных горизонтов. 13. Выбор способа освоения скважины. Расчет технологических параметров. 14. Вопросы охраны труда, окружающей среды и техники безопасности. Список использованных источников. ПРИЛОЖЕНИЯ: Графический материал _______________________________________ Задание к выполнению принял студент ____________________________________ Руководитель ___________________________________________________________ 146 1.3 Рамка для первого раздела Изм Лист Разраб Пров. Н. контр. Утв № докум. Подп. 98.ЗС.КП.118.05.ПЗ Дата Лит Лист .Ф.И.О Ф.И.О. Ф.И.О. Листов ТюмГНГУ, НБ-00-1 147 1.4 Рамка для последующих страниц 5 мм 20 мм 5 5 мм 98.ЗС.КП.118.05.ПЗ 10 5 мм 148 Ли ст Приложение 2 ПРОЧНОСТНЫЕ И ВЕСОВЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТРУБ ОТЕЧЕСТВЕННОГО ПРОИЗВОДСТВА 2.1 Критические давления для обсадных труб по ГОСТ 632-80, МПа Условный диаметр трубы, мм 1 114 127 140 146 168 178 194 Толщина стенки, мм 2 5,2 5,7 6,4 7,4 8,6 10,2 5,6 6,4 7,5 9,2 10,7 6,2 7,0 7,7 9,2 10,5 6,5 7,0 7,7 8,5 9,5 10,7 7,3 8,0 8,9 10,6 12,1 5,9 6,9 8,1 9,2 10,4 11,5 12,7 13,7 15,0 7,6 8,3 9,5 Группа прочности Д 3 20,3 24,2 29,5 36,9 45,3 19,0 24,6 32,2 43,0 52,3 19,3 24,4 28,8 37,7 45,2 19,4 22,4 26,7 31,4 37,1 43,7 18,3 22,1 26,9 35,4 42,6 9,8 14,4 20,3 25,9 31,7 36,9 42,3 14,7 17,9 23,4 Е Л Трубы исполнения А 4 5 38,6 42,7 50,3 57,1 63,4 73,4 93,7 31,1 33,6 42,7 47,7 60,0 69,2 74,1 86,7 30,7 33,2 37,4 41,3 51,7 58,8 63,3 73,3 27,7 29,8 34,2 37,4 41,6 43,6 50,7 57,5 61,0 70,4 21,9 27,3 34,4 37,6 47,9 54,2 59,3 68,3 24,6 26,3 32,8 35,8 42,1 46,9 50,2 57,0 58,7 67,6 65,6 76,2 86,9 21,3 22,4 29,2 31,6 149 М Р Т 6 45,9 62,7 82,4 106,9 35,5 50,7 77,4 98,3 35,0 44,2 64,9 82,4 31,3 39,7 50,0 63,2 78,8 40,0 59,3 76,3 37,9 50,6 62,6 75,4 85,8 98,5 23,2 33,1 7 70,1 95,5 127,4 56,6 88,8 116,4 47,6 72,8 95,3 54,5 70,8 90,7 42,8 65,9 87,4 40,4 55,2 69,6 86,4 99,8 116,6 24,2 35,1 8 102,1 138,6 58,6 94,4 126,0 49,1 76,5 101,9 56,5 74,2 96,6 44,0 68,7 92,9 41,5 57,3 73,2 91,7 107,0 126,3 24,6 35,9 Продолжение приложения 2.1 1 194 219 245 273 299 324 340 351 377 2 10,9 12,7 15,1 6,7 7,7 8,9 10,2 11,4 12,7 14,2 7,9 8,9 10,0 11,1 12,0 13,8 15,9 7,1 8,9 10,2 11,4 12,6 13,8 15,1 16,5 8,5 9,5 11,1 12,4 14,8 8,5 9,5 11,0 12,4 14,0 8,4 9,7 10,9 12,2 13,1 14,0 15,4 9,0 10,0 11,0 12,0 9,0 10,0 11,0 12,0 3 29,8 37,5 7,9 11,4 16,0 21,2 26,1 31,2 9,2 12,4 16,2 20,2 23,4 29,9 5,1 9,4 13,1 17,0 20,9 24,8 6,6 8,8 13,0 16,8 5,3 7,2 10,4 13,9 18,2 4,5 6,7 9,0 12,0 14,1 16,5 20,1 4,9 6,6 8,4 10,6 4,0 5,4 7,1 8,8 4 39,0 51,4 18,5 26,0 33,2 41,3 50,4 13,9 18,9 24,4 29,3 39,2 10,3 14,9 19,9 25,4 31,3 37,6 14,7 19,6 30,0 7,6 11,6 15,9 21,7 7,2 9,9 13,4 16,3 19,2 24,3 7,1 9,2 11,8 5,8 7,5 9,7 5 43,1 58,3 77,4 19,5 27,7 36,3 46,0 57,2 14,5 19,8 26,1 31,6 43,4 57,5 10,6 15,5 21,0 27,2 33,8 41,6 50,0 15,4 20,7 32,4 7,8 12,0 16,6 22,9 7,3 10,2 13,9 17,0 20,3 26,0 7,3 9,5 12,2 7,7 9,9 150 6 46,4 64,3 87,4 20,1 29,0 38,4 49,6 62,8 14,8 20,5 27,2 33,2 46,7 63,2 10,9 16,0 21,7 28,3 35,8 44,5 54,3 15,8 21,4 34,1 12,3 17,1 23,8 14,3 17,4 21,0 9,7 12,4 - 7 50,2 72,1 101,9 30,5 41,0 54,0 70,3 21,3 28,4 35,1 50,6 70,8 16,5 22,5 29,7 37,9 48,0 59,7 22,3 36,1 17,6 24,8 18,0 21,8 - 8 51,8 75,7 109,4 42,1 55,9 73,6 28,9 36,0 52,3 74,2 30,3 38,9 49,5 62,1 22,5 37,0 17,8 25,2 18,2 22,1 - Продолжение приложения 2.1 1 406 426 473 508 Условный диаметр трубы, мм 1 114 127 140 146 168 178 194 2 9,5 11,1 12,6 16,7 10,0 11,0 12,0 11,1 11,1 12,7 16.1 Толщина стенки, мм 2 6,4 7,4 8,6 6,4 7,5 9,2 6,2 7,0 7,7 9,2 10,5 6,5 7,0 7,7 8,5 9,5 10,7 7,3 8,0 8,9 10,6 12,1 6,9 8,1 9,2 10,4 11,5 12,7 7,6 8,3 9,5 10,9 3 3,8 5,9 8,2 16,4 3,9 5,0 6,4 3,7 3,1 4,6 8,7 4 5 6 6,3 9,0 19,1 5,4 6,9 Трубы исполнения Б Овальность 0,01 Группа прочности 7 - 8 - Д К Е Л М Р Т 3 26,7 33,6 41,8 22,1 29,1 39,6 17,3 21,9 25,9 34,5 41,8 17,4 20,1 24,0 28,4 33,8 40,2 16,4 19,7 24,1 32,3 39,2 12,8 18,1 23,2 28,6 33,6 38,8 13,2 16,0 21,0 26,9 4 32,6 42,3 53,4 26,4 36,0 50,5 20,0 26,1 31,7 43,4 53,3 20,1 23,7 28,9 35,0 42,5 51,3 18,9 23,2 29,1 40,3 49,9 14,5 21,2 27,9 35,4 42,2 49,4 14,9 18,4 24,9 32,9 5 35,2 46,2 59,0 28,1 39,0 55,7 21,1 27,8 34,1 47,5 58,9 21,2 25,2 31,1 37,9 46,6 56,7 19,9 24,7 31,3 44,0 55,0 15,1 22,4 29,9 38,3 46,1 54,4 15,5 19,3 26,6 35,5 6 52,3 68,0 43,5 63,9 37,5 53,9 67,9 27,2 34,0 42,2 52,6 65,1 21,2 26,6 34,2 49,5 63,0 24,0 32,5 42,6 52,2 62,4 20,5 28,7 39,3 7 76,2 71,2 40,3 59,3 76,0 45,6 57,8 72,6 36,6 54,2 70,2 34,6 46,2 57,3 69,4 30,4 42,3 8 87,8 81,5 43,6 66,6 87,6 50,0 64,7 83,2 39,3 60,2 80,2 37,2 50,6 63,9 79,2 32,3 46,0 9 93,7 86,6 45,1 70,0 93,5 51,9 67,9 88,6 40,5 63,0 85,2 38,2 52,5 67,1 84,0 33,1 47,6 151 Продолжение приложения 2.1 1 194 219 245 273 299 324 340 351 377 406 426 473 508 2 12,7 7,7 8,9 10,2 11,4 12,7 14,2 7,9 8,9 10,0 11,0 12,0 13,8 7,1 8,9 10,2 11,4 12,6 13,8 8,5 9,5 11,1 12,4 14,8 9,5 11,0 12,4 14,0 9,7 10,9 12,2 13,1 14,0 9,0 10,0 11,0 12,0 9,0 10,0 11,0 12,0 9,5 11,1 12,6 10,0 11,0 12,0 11,1 11,1 3 34,3 10,2 14,2 19,0 23,4 28,2 33,7 8,2 11,1 14,5 18,0 21,1 27,1 4,7 8,4 11,8 15,1 18,6 22,2 6,0 7,9 11,7 15,0 21,5 6,5 9,4 12,4 16,3 6,1 8,1 10,7 12,6 14,7 4,5 6,0 7,6 9,5 3,7 5,0 6,4 7,9 3,5 5,4 7,4 3,5 4,6 5,8 3,5 2,9 4 43,1 11,3 16,2 22,3 28,2 34,8 42,3 9,0 12,4 16,5 21,1 25,0 33,1 5,0 9,2 13,1 17,2 21,9 26,6 6,4 8,6 12,9 17,1 25,5 7,0 10,3 14,0 18,8 6,5 8,8 11,9 14,2 16,8 4,8 6,5 8,3 10,5 3,9 5,3 6,9 8,6 3,7 5,7 8,0 3,7 4,9 6,3 3,7 3,0 5 47,3 11,7 17,0 23,5 30,2 37,6 46,3 9,3 12,7 17,3 22,3 26,6 35,8 5,1 9,5 13,6 18,1 23,0 28,3 6,6 8,9 13,5 17,9 27,2 7,2 10,6 14,5 19,7 6,6 9,1 12,4 14,8 17,5 152 6 53,5 17,8 25,3 33,0 41,9 52,4 13,3 18,2 23,7 28,7 39,6 14,3 19,2 24,7 30,8 9,2 14,1 18,9 29,5 11,1 15,3 21,0 - 7 58,8 18,5 26,6 35,1 45,2 57,4 13,7 18,9 24,9 30,4 42,5 14,8 20,0 26,0 32,7 9,4 14,6 19,7 31,2 11,4 15,8 21,9 - 8 66,0 28,1 37,6 49,4 64,2 19,7 26,3 32,4 46,3 15,3 20,9 27,4 34,9 9,7 15,1 20,6 33,2 11,7 16,4 22,9 - 9 69,3 28,7 38,8 51,4 67,4 20,1 26,9 33,2 47,9 15,6 21,3 28,0 35,9 9,8 15,4 21,0 34,1 11,9 16,7 23,4 - Окончание приложения 2.1 1 245 245 273 299 324 340 351 377 406 426 473 508 2 3 7,9 8,9 10,0 11,1 12,0 13,8 7,1 8,9 10,2 11,4 12,6 13,8 8,5 9,5 11,1 12,4 14,8 9,5 11,0 12,4 14,0 9,7 10,9 12,2 13,1 14,0 9,0 10,0 11,0 12,0 9,0 10,0 11,0 12,0 9,5 11,1 12,6 10,0 11,0 12,0 11,1 11,1 7,4 9,9 12,8 16,0 18,6 24,0 4,3 7,6 10,5 13,4 16,5 19,6 5,4 7,2 10,4 13,2 19,0 5,9 8,4 11,1 14,4 5,5 7,4 9,6 11,3 13,0 4,1 5,5 7,0 8,5 3,4 4,5 5,8 7,2 3,2 4,9 6,8 3,3 4,2 5,3 3,2 2,7 4 5 Овальность 0,015 8,2 8,6 11,2 11,7 14,8 15,6 18,8 20,0 22,3 23,8 29,5 32,0 4,6 4,8 8,4 8,8 11,9 12,4 15,5 16,4 19,5 20,7 23,6 25,4 6,0 6,1 7,9 8,2 11,8 12,4 15,4 16,2 22,7 24,3 6,5 6,7 9,4 9,8 12,6 13,2 16,9 17,8 6,0 6,2 8,1 8,4 10,8 11,3 12,8 13,5 15,1 15,9 4,5 6,0 7,6 9,5 3,7 4,9 6,4 7,9 3,4 5,3 7,4 3,5 4,6 5,8 3,5 2,8 - 153 6 7 8 9 12,4 16,7 21,7 26,0 35,5 13,1 17,5 22,4 27,8 8,6 13,0 17,4 26,7 10,3 14,1 19,2 - 12,8 17,5 22,8 27,7 38,5 13,8 18,4 23,8 29,8 8,9 13,6 18,2 28,4 10,7 14,7 20,2 - 13,4 24,5 29,9 42,4 14,5 19,6 25,5 32,3 9,3 14,3 19,3 30,8 11,7 15,5 21,5 - 13,7 25,2 31,0 44,2 14,8 20,1 26,3 33,4 9,4 14,6 19,8 31,8 11,4 15,8 22,1 - 2.2 Растягивающие нагрузки, при которых напряжения в теле труб по ГОСТ 632-80 достигают предела текучести, кН Условный диаметр трубы,мм 1 Толщина стенки, мм 2 5,2 5,7 6,4 114 7,4 8,6 10,2 5,6 6,4 127 7,5 9,2 10,7 6,2 7,0 140 7,7 9,2 10,5 6,5 7,0 7,7 146 8,5 9,5 10,7 7,3 168 8,0 Группа прочности Д К Е Л М Р Т 3 666 744 824 (804) 940 (920) 1078 (1058) 804 920 (902) 1058 (1038) 1294 (1274) 1490 980 (960) 1098 (1078) 1216 (1196) 1430 (1412) 1608 (1588) 1078 (1058) 1156 (1136) 1274 (1254) 1392 (1372) 1548 (1510) 1726 (1686) 1392 (1372) 1510 (1490) 4 - 5 1196 6 1412 7 1646 8 - 9 - 1372 1628 1882 2314 - 1568 1862 2156 2646 2942 1332 2176 1588 2530 1842 3098 - 3452 - 1548 1842 2138 2608 2902 1882 2236 2568 3156 3510 2156 1430 2548 - 2960 - 3628 - 4040 - 1608 1902 2216 - - 1764 2078 2412 2960 3294 2078 2470 2862 3510 3902 2352 2784 3236 3962 4412 1568 - - - - 1686 2000 2314 - - 1842 2196 2530 - - 2020 2412 2784 3412 3804 2234 2666 3078 3784 4216 2510 2980 3452 4236 4706 2040 2412 - - - 2216 2628 - - - (1058) (1216) (1392) (1176) (1372) (1666) (1274) (1430) (1568) (1842) (2078) (1392) (1490) (1646) (1804) (2000) (2234) (1804) (1962) 154 Продолжение приложения 2.2 1 168 2 8,9 10,6 12,1 5,9 6,9 8,1 9,2 178 10,4 11,5 12,7 13,7 15,0 7,6 8,3 9,5 194 10,9 12,7 15,1 6,7 7,7 8,9 10,2 219 11,4 12,7 14,2 7,9 245 8,9 10,0 3 1686 (1666) 1980 (1960) 2254 (2216) 1216 1412 (1372) 1626 (1608) 1842 (1824) 2078 (2038) 2274 (2234) 2490 (2450) 1686 (1646) 1824 (1804) 2078 (2038) 2372 (2334) 2744 (2686) 1686 1940 (1902) 2234 (2196) 2530 (2490) 2824 (2764) 3118 (3058) 3470 (3392) 2216 (2176) 2490 (2450) 2784 4 5 2450 6 2922 7 3372 8 4138 9 4608 (2176 (2568) 2882 3432 3980 4884 5432 (2902) 3274 3800 4490 5510 6138 - 2038 - - - - 2372 2824 - - - 2686 3196 3686 4530 5040 3020 3568 4138 5080 5648 3314 3922 4550 5588 6216 3628 4314 4980 6118 6806 3882 2450 4628 4980 - 5354 5766 - 6570 7100 - 7296 7884 - 2666 3156 3666 4490 5000 3020 3588 4158 5118 5688 3452 4098 4746 5824 6472 3980 4726 5472 6706 7472 2824 5550 - 6412 - 7884 - 8766 - 2882 3236 4452 - - 3686 4372 5060 6216 6922 4098 4864 5628 6922 7688 4530 5392 6236 7648 8512 5040 5982 6922 8492 9452 3236 - - - - 3628 4314 4980 - - 4060 4824 5570 6844 7610 (1804) (2118) (2392) (2686) (2942) (3216) (2176) (2372) (2686) (3058) (3530) (2510) (2196) (3274) (3648) (4040) (4470) (2882) (3236) 155 Продолжение приложения 2.2 1 245 2 11,1 12,0 13,8 15,9 7,1 8,9 10,2 273 11,4 12,6 13,8 15,1 16,5 8,5 9,5 299 11,1 12,4 14,8 8,5 9,5 11,0 324 12,4 14,0 8,4 9,7 10,9 340 12,2 13,1 3 (2744) 3078 (3020) 3314 (3254) 3784 (3726) 2254 (2216) 2804 (2744) 3196 (3138) 3550 (3490) 3902 (3844) 4256 (4176) 2942 (2882) 3274 (3216) 3804 (3726) 4216 (4158) 5000 (4902) 3196 3550 (3490) 4098 (4020) 4608 (4510) 5178 (5080) 3314 3804 (3746) 4274 (4196) 4766 (4668) 5098 (5000) 4 (3608) 5 6 7 8 9 4470 5334 6158 7579 8414 4824 5746 6628 8158 9060 5510 6550 7570 9296 10336 3274 7472 - 8648 - 10610 - 11806 - 4060 4844 5584 - - 4648 5510 6374 7924 8708 5158 6138 7100 8708 9688 5688 6746 7806 9590 10670 6198 7354 8512 10454 11630 6746 4256 8002 8708 - 9276 10080 - 11376 12376 - 12650 13748 - 4746 5648 6530 8022 8924 5510 6550 7590 9316 10356 6138 7296 8434 10356 11532 7256 8630 9982 12258 13630 5158 - - - - 5962 7080 8198 10060 11178 6688 7942 9198 11278 12552 7512 8924 10316 12670 14102 5530 6590 - - - 6198 7374 - - - 6904 8218 9512 - - 7394 8806 10178 12494 13906 (3980) (4294) (4902) (2902) (3608) (4118) (4588) (5060) (5510) (3784) (4216) (4926) (5452) 6472) (4588) (5294) (5942) (6668) (4922) (5510) (6158) (6590) 156 Окончание приложения 2.2 1 2 14,0 340 15,4 9,0 10,0 351 11,0 12,0 9,0 10,0 377 11,0 12,0 9,5 11,1 406 12,6 16,7 10,0 426 11,1 12,0 473 11,1 11,1 508 12,7 16,1 3 5432 (5334) 3666 (3608) 4060 (3980) 4452 (4372) 4844 (4766) 3962 (3862) 4372 (4294) 4804 (4706) 5216 (5118) 4490 (4412) 5236 (5138) 5902 (5804) 7746 4962 (4864) 5432 (5334) 5922 (5804) 6098 (6000) 6570 (6452) 7492 9434 4 (7020) - 5 7884 6 9374 7 10846 8 13316 9 14808 - 10276 - 11886 - 14592 - 16220 - 5902 7020 - - - 6472 7688 8904 - - 7040 8374 9688 - - - - - - - 6354 - - - - 6962 8276 - - - 7570 9002 - - - - - - - - 7590 - - - - 8590 - - - - 11258 - - - - - 7904 - - - - 8590 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - (4746) (5256) (5746) (6256) (5098) (5648) (6198) (6746) (5804) (6746) (7628) (6394) (7020) (7648) (7884) (8492) Примечание. Значения прочностных показателей, взятые в скобки, относятся только к трубам исполнения Б, значения прочностных показателей без скобок относятся к трубам исполнения А и Б. 157 2.3 Теоретический вес 1 м колонны, составленной из отечественных труб по ГОСТ 632 – 80, кН Наруж ный диаметр трубы, мм Толщи на стенки, мм 1 2 5,2 5,7 6,4 114 7,4 8,6 10,2 5,6 6,4 127 7,5 9,2 10,7 6,2 7,0 140 7,7 9,2 10,5 146 6,5 7,0 7,7 8,5 9,5 10,7 Тип соединения С треугольной резьбой корот удликой ненной 3 0,141 (0,142) 0,153 (0,154) 0,169 (0,170) 0,194 (0,195) 0,222 (0,223) 0,169 (0,170) 0,192 (0,193) 0,221 (0,222) 0,267 (0,268) 0,205 (0,207) 0,229 (0,231) 0,251 (0,253) 0,294 (0,296) 0,334 (0,336) 0,226 0,243 0,265 0,290 0,321 0,358 ОТТМ ОТТГ специальная муфта 6 - нормальная муфта 7 - специальная муфта 8 - ТБО 4 - нормальная муфта 5 - - - - - - - 0,169 (0,170) 0,194 (0,196) 0,222 (0,224) 0,266 (0,268) - 0,169 (0,170) 0,194 (0,196) 0,222 (0,224) 0,266 (0,268) - 0,168 - - - 0,193 - - - 0,221 0,222 - 0,266 - - 0,223 (0,225) 0,267 (0,269) - - - 0,193 (0,194) 0,222 (0,223) 0,268 (0,269) 0,307 (0,308) - 0,192 (0,194) 0,221 (0,223) 0,267 (0,269) 0,306 (0,308) 0,205 (0,207) 0,229 (0,231) 0,251 (0,253) 0,294 (0,296) 0,334 (0,336) 0,245 0,267 0,292 0,323 0,360 0,190 - - - 0,220 - - - 0,265 0,266 0,262 0,305 0,300 0,204 0,268 (0,270) 0,307 (0,309) - - - 0,228 - - - 0,250 - - - 0,293 0,296 (0,298) 0,336 (0,338) 0,292 0,322 0,360 0,294 0,289 0,334 0,328 0,287 0,319 0,355 0,282 0,214 0,349 0,230 (0,233) 0,252 (0,255) 0,295 (0,298) 0,335 (0,338) 0,245 0,267 0,292 0,323 0,360 158 0,265 0,304 0,333 0,222 0,239 0,261 0,286 0,318 0,354 9 - Продолжение приложения 2.3 1 168 2 7,3 8,9 10,6 12,1 5,9 13,7 3 0,293 0,353 0,413 0,465 0,252 (0,254) 0,293 (0,295) 0,338 (0,340) 0,382 (0,384) 0,427 (0,429) 0,470 (0,472) 0,513 (0,515) - 15,0 - 7,6 8,3 9,5 10,9 12,7 15,1 0,355 0,385 0,436 0,494 0,567 - 0,341 (0,342) 0,385 (0,386) 0,430 (0,431) 0,473 (0,474) 0,515 (0,516) 0,555 (0,556) 0,607 (0,608) 0,389 0,440 0,498 0,571 0,667 6,7 7,7 8,9 10,2 11,4 12,7 14,2 7,9 8,9 10,0 11,1 12,0 13,8 15,9 7,1 8,9 10,2 11,4 12,6 13,8 0,360 0,410 0,469 0,528 0,589 0,649 0,716 0,470 0,526 0,586 0,644 0,691 0,789 0,476 0,588 0,666 0,743 0,812 0,888 0,475 0,534 0,595 0,655 0,722 0,533 0,593 0,648 0,698 0,796 0,902 - 6,9 8,1 9,2 178 10,4 11,5 12,7 194 219 245 273 4 0,295 0,320 0,355 0,415 - 5 0,294 0,354 0,414 0,465 - 6 0,289 0,349 0,409 0,461 - 7 0,355 0,415 0,466 - 8 0,350 0,410 0,462 - 9 0,344 0,404 0,455 - - 0,294 (0,296) 0,339 (0,341) 0,383 (0,385) 0,428 (0,429) 0,471 (0,473) 0,514 (0,516) 0,553 (0,555) 0,605 (0,606) 0,356 0,386 0,437 0,495 0,568 0,664 0,290 - - - 0,335 - - - 0,379 0,381 0,373 0,426 0,418 0,469 0,461 0,512 0,503 0,551 0,541 0,603 0,593 0,351 0,381 0,432 0,490 0,564 0,660 0,385 (0,388) 0,430 (0,433) 0,473 (0,475) 0,515 (0,518) 0,555 (0,558) 0,607 (0,610) 0,440 0,498 0,571 0,667 0,433 0,491 0,564 0,661 0,424 0,481 0,554 0,649 0,412 0,471 0,530 0,591 0,651 0,718 0,472 0,528 0,588 0,643 0,693 0,791 0,897 0,589 0,667 0,744 0,813 0,889 0,404 0,464 0,522 0,581 0,643 0,711 0,464 0,519 0,579 0,634 0,684 0,782 0,888 0,579 0,658 0,734 0,804 0,879 0,475 0,534 0,595 0,655 0,722 0,532 0,592 0,647 0,697 0,795 0,901 0,594 0,672 0,749 0,818 0,894 0,466 0,524 0,585 0,645 0,712 0,521 0,581 0,636 0,686 0,784 0,890 0,582 0,661 0,737 0,807 0,882 - 159 0,424 0,467 0,510 0,549 0,601 Окончание приложения 2.3 1 273 299 324 340 351 377 406 426 473 508 2 15,1 16,5 3 0,962 1,045 4 - 5 0,963 1,046 6 0,954 1,036 7 0,968 1,051 8 0,956 1,039 9 - 8,5 9,5 11,1 12,4 14,8 8,5 9,5 10,0 12,4 14,0 8,4 9,7 10,9 12,2 13,1 14,0 15,4 9,0 10,0 11,0 12,0 9,0 10,0 11,0 12,0 0,615 0,688 0,790 0,881 1,037 0,670 0,744 0,854 0,956 1,070 0,697 0,796 0,894 0,991 1,054 1,122 1,233 0,772 0,853 0,932 1,011 0,831 0,917 1,004 1,089 - 0,689 0,791 0,882 1,038 0,672 0,746 0,856 0,957 1,072 0,797 0,895 0,992 1,057 1,126 1,237 - - - - - 9,5 11,1 12,6 16,7 10,0 11,0 12,0 11,1 11,1 12,7 16,1 0,949 1,097 1,232 1,604 1,044 1,141 1,238 1,287 1,380 1,564 1,961 - - - - - - - - - Примечания: 1. Теоретический вес колонны принят с учетом веса соединения, длина трубы принята равной 10 м. 2. Значения теоретического веса 1 м колонны, взятые в скобках, относятся к трубам исполнения Б. 160 2.4 Внутренние давления, при которых напряжения в теле трубы по ГОСТ 632-80 достигают предела текучести, МПа Условный диаметр трубы, мм 1 114 Толщина стенки, мм 2 5,2 5,7 6,4 7,4 8,6 10,2 5,6 6,4 127 7,5 9,2 10,7 6,2 7,0 140 7,7 9,2 10,5 6,5 7,0 7,7 146 8,5 9,5 10,7 7,3 168 8,0 Группа прочности Д К Е Л М Р Т 3 30,2 33,1 37,2 (36,5) 42,9 (42,3) 50,0 (49,0) 29,3 33,4 (32,8) 39,2 (38,5) 48,1 (47,3) 56,0 29,5 (28,9) 33,2 (32,6) 36,6 (36,0) 43,7 (42,9) 49,9 (49,0) 29,5 (29,0) 31,8 (31,3) 35,0 (34,3) 38,6 (37,9) 43,1 (42,4) 48,6 (47,7) 28,8 (28,2) 31,6 4 - 5 54,0 6 64,2 7 74,2 8 - 9 - 62,4 74,2 85,9 105,4 - 72,5 86,3 99,8 122,5 136,2 48,6 102,3 57,7 118,3 66,9 145,3 - 161,6 - 57,0 67,6 78,3 96,2 106,9 69,8 83,0 96,1 117,9 131,1 81,3 42,7 96,6 - 111,8 - 137,2 - 152,5 - 48,3 57,4 66,5 - - 53,1 63,1 73,1 89,7 99,8 63,5 75,5 87,4 107,3 119,2 72,4 86,2 99,7 122,4 136,1 42,9 - - - - 46,2 63,5 54,9 - - 50,8 60,4 69,9 - - 56,1 66,7 77,2 94,7 105,3 62,7 74,5 86,3 105,9 117,7 70,6 83,9 97,2 119,2 132,5 41,9 49,7 - - - 45,8 54,4 - - - (48,0) (55,5) (64,5) (43,2) (50,7) (62,2) (38,0) (42,9) (47,3) (56,5) (64,5) (38,1) (41,1) (45,2) (49,9) (55,8) (62,8) (37,3) 161 Продолжение приложения 2.4 1 2 8,9 168 10,6 12,1 5,9 6,9 8,1 9,2 178 10,4 11,5 12,7 13,7 15,0 7,6 8,3 9,5 194 10,9 12,7 15,1 6,7 7,7 8,9 10,2 219 11,4 12,7 14,2 7,9 245 8,9 3 (31,0) 35,1 (34,5) 41,9 (41,1) 47,7 (46,9) 22,1 25,8 (25,3) 30,3 (29,7) 34,3 (33,4) 38,8 (38,1) 42,9 (42,2) 47,4 (46,6) 26,1 (25,6) 28,4 (27,9) 32,5 (32,0) 37,4 (36,7) 43,5 (42,7) 20,3 23,3 (22,9) 27,0 (26,5) 30,9 (30,4) 34,5 (33,9) 38,5 (37,7) 43,1 (42,3) 21,5 (21,1) 24,2 (23,7) 4 (40,8) 5 6 7 8 9 51,0 60,6 70,1 86,1 95,7 60,7 72,2 83,5 102,5 114,0 69,3 82,4 95,4 117,1 130,1 37,4 - - - - 43,9 52,3 - - - 49,9 59,3 68,6 84,2 93,6 56,4 67,1 77,5 95,2 105,9 62,4 74,1 85,8 105,3 117,1 68,9 81,9 94,7 116,3 129,3 74,3 37,8 88,3 96,7 - 102,2 111,9 - 125,5 137,4 - 139,5 152,7 - 41,3 49,1 56,9 69,8 77,5 47,3 56,2 65,0 79,9 88,7 54,2 64,5 74,6 91,7 101,9 63,2 75,1 87,0 106,8 118,6 33,9 89,3 - 103,4 - 127,0 - 141,1 - 39,2 46,6 53,8 - - 44,9 53,3 61,8 75,8 84,3 50,2 59,6 69,0 84,7 94,2 55,9 66,5 76,9 94,4 104,9 62,4 74,3 86,0 105,5 177,4 31,2 - - - - 35,1 41,8 48,2 - - (45,4) (54,0) (61,7) (33,3) (39,1) (44,4) (50,2) (55,5) (61,3) (38,6) (36,8) (42,1) (48,2) (56,3) - (30,2) (34,8) (39,9) (44,6) (49,7) (55,6) (27,7) (31,3) 162 Продолжение приложения 2.4 1 2 10,0 11,1 245 12,0 13,8 15,9 7,1 8,9 10,2 273 11,4 12,6 13,8 15,1 16,5 8,5 9,5 299 11,1 12,4 14,8 8,5 9,5 11,0 324 12,4 14,0 8,4 9,7 340 10,9 12,2 3 27,2 (26,7) 30,1 (29,6) 32,5 (32,0) 37,4 (36,8) 17,3 (17,0) 21,7 (21,3) 24,8 (24,3) 27,7 (27,3) 30,6 (30,1) 33,5 (32,9) 18,9 (18,5) 21,2 (20,8) 24,7 (24,2) 27,5 (27,1) 32,0 (32,4) 17,4 19,5 (19,1) 22,5 (22,2) 25,4 (25,0) 28,7 (28,1) 16,4 18,9 (18,6) 21,3 (20,9) 23,8 (23,3) 4 5 39,4 6 46,9 7 54,2 8 66,6 9 74,0 43,7 52,1 60,2 73,9 82,2 47,4 56,3 65,1 79,9 88,8 54,4 64,7 74,9 91,9 102,2 25,1 74,5 - 86,3 - 105,9 - 117,7 - 31,5 37,4 43,2 - - 36,0 42,8 49,5 60,8 67,6 40,3 47,8 55,4 67,9 75,6 44,5 52,8 61,2 75,1 83,5 48,7 57,9 67,1 82,3 91,5 53,3 27,4 63,3 69,2 - 73,3 80,1 - 90,0 98,3 - 100,1 109,3 - 30,7 36,5 42,3 51,9 57,6 35,9 42,6 49,3 60,6 67,4 40,1 47,6 55,1 67,6 75,2 47,8 56,9 65,8 80,7 89,7 28,2 - - - - 32,7 38,9 45,0 55,3 61,5 37,0 43,9 50,8 62,4 69,3 41,7 49,5 57,4 70,4 78,2 27,5 32,7 - - - 31,0 36,8 - - - 34,6 41,2 47,6 - - (35,1) (38,9 (42,1) (48,4) (22,3) (27,9) (32,1) (35,8) (39,6) (43,3) (24,4) (27,3) (31,9) (35,6) (42,5) (25,2) (29,1) (32,8) (37,1) (24,5) (27,5) (30,8) 163 Окончание приложения 2.4 1 2 13,1 340 14,0 15,4 9,0 10,0 351 11,0 12,0 9,0 10,0 377 11,0 12,0 9,5 11,1 406 12,6 16,7 10,0 426 11,0 12,0 11,1 473 11,1 508 12,7 16,1 3 25,6 (25,1) 27,4 (26,9) 17,1 (16,8) 18,9 (18,5) 20,8 (20,4) 22,7 (22,3) 15,9 (15,6) 17,6 (17,3) 19,4 (19,0) 21,2 (20,8) 15,5 (15,2) 18,1 (17,8) 20,6 (20,2) 27,3 15,6 (15,3) 17,2 (16,9) 18,7 (18,3) 4 5 37,2 6 44,2 7 51,2 8 62,7 9 69,8 39,7 47,3 54,7 67,1 74,6 - 52,0 60,1 73,8 82,1 - - - - - 27,4 32,6 - - - 30,2 35,9 41,6 - - 32,9 39,2 45,3 - - - - - - - 25,6 - - - - 28,1 33,4 - - - 30,7 36,5 - - - - - - - - 26,4 - - - - 29,9 - - - - 39,6 - - - - - 24,9 - - - - 27,2 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - (33,0) (35,4) - (22,0) (24,4) (26,9) (29,3) (20,5) (22,7) (25,0) (27,3) (20,0) (23,4) (26,6) (20,1) (22,2) (24,1) 15,6 (15,3) (20,1) 14,5 (14,2) 16,6 21,1 (18,7) - Примечание. Значения прочностных показателей, взятые в скобки, относятся только к трубам исполнения Б, значения прочностных показателей без скобок относятся к трубам исполнения А и Б. 164 2.5 Страгивающие нагрузки для соединений обсадных труб по ГОСТ 632 – 80, рассчитанные по формуле Яковлева – Шумилова, кН Условный диаметр трубы, мм 1 Толщина стенки, мм 2 Группа прочности Д К Е Л М Р Т 3 4 5 6 7 8 9 Трубы с короткой треугольной резьбой 5,2 5,7 6,4 114 7,4 343 421 490 (480) (578) - 127 7,5 (696) 441 539 (529) 666 (657) (912) (833) (1098) 7,0 140 7,7 568 (558) 666 (657) 755 (745) 7,0 7,7 146 1068 637 (627) 706 (696) 794 (774) 853 - - - - 1019 1216 1412 1726 1922 784 - - - - 970 1147 - - - 1235 1461 1696 2079 2314 833 - - - - 970 - - - - 1098 1304 1510 1853 2059 1353 1608 1863 2294 2549 1578 1873 2167 2667 2961 931 - - - - 1019 - - - - 1147 - - - - 1294 1539 1784 2196 2441 1480 1755 2030 2500 2775 1696 2110 2324 2863 3177 (735) (863) (970) (1206) (1402) (823) (912) (1019) 8,5 9,5 - (863) 10,5 6,5 - (706) 9,2 (912) - (755) 9,2 6,2 - (627) 8,6 5,6 6,4 706 (872) (1000) (1157) 1147 (1510) (1314) 10,7 165 Продолжение приложения 2.5 1 2 7,3 8,0 168 8,9 3 843 (833) 931 (951) 1078 (1059) 4 12,1 5,9 6,9 8,1 9,2 178 (1981) (1068) (1755) (1490) (1961) (1667) 1010 (990) 1127 (1108) (2186) 10,2 (1314) (1761) (2373) (1735) (2285) 8,9 2157 2647 2942 1922 2285 2638 3246 3599 2226 2638 3059 3756 4177 1206 - - - - 1471 1745 - - - 1706 2030 2353 2883 3206 1971 2343 2706 3324 3697 2206 2618 3030 3726 4138 2461 2922 3383 4158 4619 1471 - - - - 1637 - - - - 1922 2294 2647 3255 3618 2255 2677 3099 3814 4236 2677 3177 3677 1618 - - - - 1931 2294 2657 - - 2265 2696 3118 3824 4256 2569 3059 3540 4344 4825 2902 3442 3991 4893 5442 3275 3893 4501 5521 6139 1882 - - - - 2177 2569 3000 - - 4511 5021 (2020) (2579) 14,2 245 1863 (1716) 12,7 (2216) 1294 (1274) 1500 (1471) 1569 (1441) 11,4 7,9 - (2010) (1804) 931 1117 (1098) 1333 (1304) 1559 (1529) (1961) - (1461) 12,7 219 - (1314) 10,9 8,9 1638 (1520) 9,5 6,7 7,7 1373 (1304) (1333) (1539) 9 - (1706) 12,7 194 8 - (1392) 11,5 8,3 7 - (1226) 10,4 7,6 6 1461 (1098) 10,6 (1294) (1500) 617 823 (813) 1010 (990) 1176 (1157) 5 1235 (2916) (1676) (1941) 166 Продолжение приложения 2.5 1 2 10,0 3 1726 (1686) 4 (2226) (1902) (2510) (2079) (2736) (2422) 1157 (1137) 1657 (1627) 1941 (1912) 2206 (2167) 2471 (2422) 2726 (2677) - (3187) 11,1 245 12,0 13,8 7,1 8,9 10,2 11,4 273 12,6 13,8 15,1 16,5 8,5 9,5 299 11,1 12,4 1676 (1647) 1912 (1882) 2294 (2255) 2599 (2549) 11,0 324 12,4 14,0 8,4 9,7 340 10,9 12,2 6 2971 7 3442 8 4226 9 4697 2814 3353 3873 4756 5285 3079 3658 4226 5197 5776 3589 4266 4932 6060 6737 1676 - - - - 2402 2863 3314 - - 2824 3353 3883 4776 5305 3206 3814 4413 5423 6021 3589 4266 4932 6060 6737 3962 4717 5452 6698 7443 4373 - 5197 5707 6011 6609 7384 8120 8208 9022 2441 - - - - 2785 3304 3834 4707 5227 3334 3962 4589 5629 6256 3775 4491 5197 6374 7090 4589 5452 6305 7737 8610 2961 3520 - - - 3510 4167 4825 5923 6580 4011 4776 5521 6776 7541 4589 5452 6315 7757 8620 3138 3736 - - - 3589 4275 - - - 4079 4854 5619 - - (1490) (2137) (2510) (2853) (3197) (3530) (2167) (2481) (2961) (3363) 14,8 8,5 9,5 5 2500 (3099) (4079) 1784 2039 (2000) 2412 (2373) 2765 (2716) 3157 (3099) 1824 2157 (2118) 2471 (2432) 2814 (2755) (2628) (3118) (3569) (4079) (2794) (3197) (3628) 167 Продолжение приложения 2.5 1 2 13,1 340 14,0 15,4 9,0 10,0 351 11,0 12,0 9,0 10,0 377 11,0 12,0 9,5 406 11,1 12,6 16,7 10,0 426 11,0 12,0 473 11,1 11,1 508 12,7 16,1 6,4 7,4 114 8,6 10,2 3 3040 (2991) 3275 (3216) 1706 (1667) 1951 (1922) 2206 (2167) 2461 (2412) 1784 (1755) 2059 (2020) 2324 (2275) 2579 (2540) 2520 (2471) 3020 (2961) 3481 (3422) 4736 4 5 4422 6 5256 7 6080 8 7463 9 8296 4756 5648 6541 8031 8924 - 6266 - 7257 - 8904 - 9905 - 2844 3373 - - - 3206 3814 4413 - - 3569 4246 4913 - - - - - - - 2981 - - - - 3373 4001 - - - 3756 4462 - - - - - - - - 4383 - - - - 5060 - - - - 6884 - - - - - - - - - - - - - - - - 1480 - 1775 1971 2157 2392 (3932) (4226) (2196) (2530) (2853) (3177) (2314) (2657) (3001) (3334) (3255) (3893) (4501) - 2226 (2186) (2883) 2510 3648 (2471) (3246) 2804 4069 (2745) (3618) 3353 (3295) (4334) 3520 (3452) (4540) 4089 5305 Трубы с удлиненной треугольной резьбой 500 725 863 1000 598 827 1039 1206 (588) (774) 725 1049 1245 1441 (706) (931) 1520 1755 168 Продолжение приложения 2.5 1 127 2 6,4 7,5 9,2 10,7 7,0 7,7 140 9,2 10,5 7,0 7,7 146 8,5 9,5 10,7 7,3 8,9 168 10,6 12,1 8,1 9,2 10,4 178 11,5 12,7 13,7 15,0 8,3 194 9,5 10,9 3 558 686 (676) 882 (863) 1049 696 (686) 784 (774) 970 (951) 1127 (1108) 735 (725) 823 (813) 931 (912) 1059 (1039) 1216 (1196) 882 1127 (1108) 1132 (1353) 1598 (1569) 1068 (1049) 1235 (1216) 1431 (1402) 1598 (1569) 1784 (1755) 1186 (1167) 1402 (1372) 1637 4 (892) (1137) - 5 823 1000 6 970 1196 7 1127 1382 8 1696 9 1882 1284 1520 1765 2167 2402 1520 1804 2088 2569 2853 1010 1206 - - 1137 1353 1569 1922 2137 1412 1676 1941 2383 2647 1637 1951 2255 2775 3079 1068 1265 1461 - - 1196 1431 1657 - - 1353 1608 1863 2285 2540 1539 1833 2128 2608 2902 1765 2098 2432 2981 3314 1284 1637 1951 2255 2765 3079 2010 2383 2765 3393 3765 2324 2765 3197 3932 4364 1549 1833 - - - 1804 2137 2481 3040 3383 2079 2471 2853 3510 3903 2324 2765 3197 3922 4364 2589 3079 3569 4383 4864 2814 1726 3344 3677 2059 3873 4256 2383 4756 5227 2922 5285 5815 3246 2030 2412 2794 3432 3814 2383 2834 3275 4020 4471 1392 (902) (1010) (1255) (1461) (951) (1068) (1206) (1372) (1569) (1461) (1784) (2069) (1372) (1598) (1843) (2069) (2304) (1539) (1804) 169 Окончание приложения 2.5 1 194 2 12,7 15,1 8,9 10,2 219 11,4 12,7 14,2 8,9 10,0 245 11,1 12,0 13,8 15,9 3 (1608) 1941 (1912) 1471 (1441) 1726 (1696) 1961 (1922) 2206 (2167) 2490 (2441) 1627 (1598) 1873 (1843) 2108 (2069) 2304 (2265) 2687 (2638) - 4 (2118) (2510) - 5 6 7 8 9 2824 3353 3883 4766 5295 2128 4040 2540 4677 2932 5737 - 6374 - 2500 2971 3442 4226 4697 2844 3383 3912 4795 5335 3206 3805 4413 5413 6021 3618 4305 4981 6109 6796 2373 2814 3255 - - 2716 3236 3746 4586 5109 3069 3648 4217 5178 5756 3353 3981 4609 5658 6286 3903 4648 5374 6600 7335 - 5403 6256 7678 8541 (1892) (2226) (2530) (2853) (3216) (2108) (2422) (2726) (2981) (3471) - Примечание. Значения прочностных показателей, взятые в скобки, относятся только к трубам исполнения Б, значения прочностных показателей без скобок относятся к трубам исполнения А и Б. 170 2.6 Допустимые растягивающие нагрузки для обсадных труб ОТТМ и ОТТГ по ГОСТ 632 – 80 с нормальным диаметром муфт исполнения А (с учетом запаса прочности для резьбового соединения 1,75 от разрушающей нагрузки), кН Условный диаметр трубы, мм 1 Толщина стенки, мм 2 6,4 7,4 8,6 10,2 6,4 7,5 9,2 10,7 Д Е Л М Р Т 3 657* 755* 863* 1010* 735* 853* 1029* 1186* 4 696 823 971 1118 784 941 1167 1363 5 765 902 1069 1235 863 1029 1284 1500 6 873 1029 1216 1402 980 1167 1461 1706 7 1196 1402 1628 1353 1696 1981 8 1549 1785 1500 1873 2187 6,2 7,0 7,7 9,2 10,5 6,5 7,0 7,7 8,5 9,5 10,7 784* 882* 971* 1137* 1294* 863* 931* 1020* 1108* 1226* 1373* 961 1069 1294 1490 1118 1245 1412 1598 1059 1177 1422 1637 1235 1373 1549 1755 1196 1333 1618 1863 1402 1559 1755 1991 1549 1883 2157 1814 2040 2314 1706 2079 2383 2000 2255 2550 7,3 8,0 8,9 10,6 12,1 1118* 1226* 1353* 1588* 1804* 1226 1353 1530 1843 2108 1490 1677 2020 2324 1912 2304 2638 2216 2667 3059 2442 2942 3373 178 6,9 8,1 9,2 10,4 11,5 12,7 13,7 15,0 1118* 1304* 1480* 1667* 1814* 2000* - 1461 1676 1912 2128 2285 2285 - 1608 1843 2098 2334 2510 2510 2510 2098 2393 2657 2854 2854 2854 2432 2775 3079 3314 3314 3314 2687 3059 3403 3658 3658 3658 194 7,6 8,3 9,5 10,9 12,7 15,1 1343* 1471* 1677* 1892* 2187* - 1637 1902 2206 2579 - 1804 2089 2422 2834 3383 2049 2373 2755 3216 3844 2383 2755 3197 3736 4452 2628 3040 3520 4119 4923 114 127 140 146 168 Группа прочности 171 Окончание приложения 2.6 1 2 7,7 8,9 10,2 11,4 12,7 14,2 3 1549* 1785* 2030* 2255* 2500* - 4 2000 2314 2520 2903 3256 5 2216 2569 2893 3236 3628 6 2520 2922 3295 3687 4128 7 3393 3815 4266 4786 8 4217 4717 5286 245 7,9 8,9 10,0 11,1 12,0 13,8 15,9 1755 2000* 2236* 2471* 2657* 3040* - 2246 2540 2834 3079 3560 - 2491 2824 3158 3432 3962 4580 2824 3216 3589 3903 4511 5197 3726 4168 4521 5227 6041 4599 4991 5766 6668 273 8,9 10,2 11,4 12,6 13,8 15,1 16,5 2206 2550 2844* 3128* 3403* - 2491 2873 3226 3579 3942 4325 - 2795 3236 3648 4050 4452 4884 5315 3177 3687 4148 4609 5070 5560 6080 4276 4815 5345 5884 6453 7051 5904 6492 7120 7786 299 8,5 9,5 11,1 12,4 14,8 2285 2569 3040 3383* - 3432 3854 4609 3873 4354 5197 4217 4736 5943 5776 6943 6374 7659 324 9,5 11,0 12,4 14,0 2795 3265 3687 4138* 3158 3697 4187 4746 3579 4177 4746 5364 4766 5413 6119 6286 7139 6943 7885 340 9,7 10,9 12,2 13,1 14,0 15,4 3001 3383 3805* 4079* 4344* - 3393 3844 4325 4658 4991 - 3844 4344 5031 5276 5649 6208 5580 6021 6453 7080 7002 7512 8287 7728 8287 9150 219 *Допустимые нагрузки, при которых напряжения в теле труб достигают 0,8 предела текучести (коэффициент запаса прочности равен 1,25). 172 2.7 Допустимые растягивающие нагрузки для соединений обсадных труб ОТТМ и ОТТГ по ГОСТ 632 – 80 со специальными муфтами с уменьшенным наружным диаметром исполнения А ( с учетом запаса прочности для резьбового соединения 1,75 от разрушающей нагрузки), кН Условный диаметр трубы, мм 114 127 140 Толщина стенки, мм Наружный диаметр муфты, мм 6,4 7,4 8,6; 10,2 6,4 7,5 9,2; 10,7 6,2 7,0 7,7 9,2; 10,5 123,8 136,5 149,2 Д Е 657* 755* 823 735* 853* 922 784* 882* 971* 1029 696 823 873 784 941 971 961 1069 1088 Группа прочности Л М 765 931 961 863 1029 1069 1059 1177 1196 873 1029 1088 980 1167 1216 1196 1333 1363 Р Т 1196 1255 1353 1412 1549 1579 1432 1500 1599 1706 1745 6,5 156,0 863* 7,0 931* 146 7,7 1020* 1118 1235 1402 8,5; 9,5; 10,7 1118 1177 1294 1471 1706 1883 7,3 177,8 1118* 1226 168 8,0 1216* 1333 1461 8,0; 10,6; 12,1 1265 1333 1461 1667 1932 2128 6,9 187,3 1128* 8,1 1314* 1432 1579 178 9,2; 10,4 1363 1432 1579 1794 2079 2295 11,5; 12,7 13,7; 15,0 7,6 206,4 1353* 8,3 1471* 1637 1804 2049 2383 2628 194 9,5 1667* 1902 2089 2373 2755 3040 10,9; 12,7; 15,1 1892 1991 2196 2491 2893 3187 7,7 231,8 1549* 8,9 1785* 2000 2216 2520 219 10,2 2030* 2295 2530 2873 3334 11,4; 12,7; 14,2 2187 2295 2530 2873 3334 3677 7,9 257,2 1755 8,9 2000* 2246 2481 2824 10.0 2236* 2540 2814 3197 3707 245 11,1; 12,0 2432 2559 2814 3197 3707 4099 13,8; 15,9 8,9 285,8 2206 2491 2795 3177 10,2 2550 2854 3138 3569 4138 273 11,4; 12,6 2716 2854 3138 3569 4138 4570 13,8; 15,1; 16,5 *Допустимые нагрузки, при которых напряжения в теле труб достигают 0,8 от предела текучести (коэффициент запаса прочности равен 1,25). 173 2.8 Допустимые растягивающие нагрузки для обсадных труб ТБО по ГОСТ 632 – 80 исполнения А (с учетом запаса прочности для резьбового соединения 1,75 от разрушающей нагрузки), кН Условный наружный диаметр трубы,мм Толщина стенки, мм Д Е Л М Р Т 127 9,2; 10,7 882 931 1020 1167 1353 1490 140 9,2; 10,5 1020 1069 1177 1333 1549 1716 8,5;9,5; 10,7 1118 1177 1294 1471 1706 1883 146 8,9; 10,6; 12,1 9,2; 10,4; 11,5; 12,7; 13,7; 15,0 1284 1353 1490 1696 1961 2167 1333 1402 1539 1745 2030 2236 9,5 10,9; 12,7; 15,1 1667* 1843 1902 1941 2089 2138 2373 2432 2755 2814 3040 3109 168 178 194 Группа прочности *Допустимые нагрузки, при которых напряжение в теле трубы достигает 0,8 от предела текучести( коэффициент запаса прочности равен 1,25). 174 2.9 Допустимые растягивающие нагрузки для обсадных труб ОТТМ и ОТТГ с нормальным диаметром муфт по ГОСТ 632 – 80 исполнения Б (с учетом запаса прочности для резьбового соединения 1,8 от разрушающей нагрузки), кН Условный диаметр трубы, мм 1 114 127 140 146 168 178 194 219 245 273 Толщина стенки, мм 2 7,4 8,6 7,5 9,2 7,7 9,2 10,5 7,7 8,5 9,5 10,7 8,0 8,9 10,6 12,1 8,1 9,2 10,4 11,5 12,7 9,5 10,9 12,7 8,9 10,2 11,4 12,7 14,2 8,9 10,0 11,1 12,0 13,8 8,9 10,2 11,4 12,6 Группа прочности Д К Е Л М Р Т 3 715* 823* 804* 980* 912* 1078* 1216* 961* 1049* 1167* 1304* 1157* 1274* 1500* 1706* 1235* 1392* 1569* 1726* 1882* 1578* 1794* 2059* 1686* 1922* 2128* 2363* 2618* 1882* 2108* 2334* 2510* 2863* 2118* 2412* 2687* 2951* 4 794 941 902 1127 1039 1255 1441 1088 1206 1363 1539 1314 1480 1784 2039 1412 1627 1853 2059 2275 1843 2128 2490 1892 2186 2392 2745 3089 2118 2402 2677 2902 3353 2334 2696 3030 3373 5 804 941 912 1137 1039 1255 1451 1088 1216 1372 1549 1324 1480 1784 2049 1422 1627 1863 2069 2216 1853 2137 2500 1951 2245 2451 2824 3857 2186 2471 2755 2991 3461 2412 2794 3138 3481 6 882 1039 1000 1255 1137 1382 1588 1196 1333 1510 1706 1627 1971 2255 1559 1794 2049 2275 2441 2030 2353 2745 2157 2500 2814 3148 3530 2422 2745 3069 3334 3854 2716 3148 3550 3932 7 1000 1179 1137 1422 1294 1578 1814 1363 1520 1706 1941 1853 2235 2569 2039 2324 2579 2775 2314 2677 3128 2451 2844 3197 3579 4011 2745 3118 3491 3795 4383 3089 3579 4040 4481 8 1157 1363 1323 1647 14510 1824 2098 1765 1981 2245 2157 2589 2971 2363 2696 2991 3216 2677 3099 3628 3295 3707 4148 4658 3618 4050 4393 5080 4158 4677 5197 9 1510 1461 1824 1667 2020 2314 1941 2186 2481 2373 2863 3285 2608 2981 3304 3550 2961 3422 4011 3638 4099 4579 5139 4001 4471 4854 5609 4589 5168 5737 175 Окончание приложения 2.9 1 299 324 340 2 9,5 11,1 12,4 3 2471 2873* 3197* 4 2726 3216 3618 5 2834 3334 3746 6 3197 3765 4236 7 3481 4099 4609 8 5609 9 6198 9,5 11,0 12,4 9,7 10,9 12,2 2677 3099* 3471* 2873 3226* 3599* 2961 3461 3932 3187 3608 4060 3079 3589 4079 3304 3736 4207 3481 4060 4609 3736 4226 4756 3962 4638 5256 5423 6119 - 6747 - Примечания: 1. Допустимые нагрузки, при которых напряжения в теле труб достигают 0,77 от предела текучести (коэффициент запаса прочности равен 1,3) отмечены звездочкой (*). 2. Допустимые растягивающие нагрузки, приведенные в настоящем приложении, относятся к вертикальным скважинам и к скважинам с интенсивностью искривления ствола до 3,5º на 10 м 176 2.10 Допустимые растягивающие нагрузки для соединений обсадных труб ОТТМ и ОТТГ со специальными муфтами с уменьшенным наружным диаметром по ГОСТ 632 – 80 исполнения Б (с учетом запаса прочности для резьбового соединения 1,8 от разрушающей нагрузки), кН Условный наружный диаметр трубы, мм Толщина стенки, мм Наружный диаметр муфты, мм 123,8 Группа прочности Д Е Л М Р Т 725* 804 804 843 882 931 1000 1059 1157 1225 1353 114 7,4 8,6 7,5 9,2 136,5 127 823* 902 912 941 1000 1039 1137 1186 1323 1372 1461 1510 140 7,7 9,2; 10,5 149,2 931* 1010 1039 1059 1137 1167 1294 1323 1510 1539 1667 1696 156,0 980* 1076 1088 1147 1196 1255 1363 1431 1657 1833 177,8 1196 1294 1422 1618 1882 2069 187,3 178 7,7 8,5; 9,5; 10,7 8,0; 8,9; 10,6 12,1 8,1 9,2; 10,4; 11,5; 12,7 1255* 1323 1392 1392 1529 1529 1745 1745 2020 2020 2226 2226 194 9,5 10,9; 12,7 206,4 1608* 1833 1853 1941 2030 2128 2314 2422 2677 2814 146 168 2961 3099 8,9 231,8 1716* 1951 2157 2451 10,2; 1951* 2235 2461 2794 3236 219 11,4; 12,7; 2128 2235 2461 2794 3236 14,2 8,9 257,2 1922* 2186 2422 2745 10,0 2147* 2471 2736 3118 3608 245 11,1; 12,0 2363 2490 2736 3118 3608 3981 13,8 8,9 285,8 2147 2412 2716 3089 273 10,2 2461* 2775 3049 3471 4020 11,4; 12,6 2638 2775 3049 3471 4020 4442 *Допустимые нагрузки, при которых напряжения в теле труб достигают 0,77 от предела текучести (коэффициент запаса прочности равен 1,3). 177 2.11 Допустимые растягивающие нагрузки для обсадных труб ТБО по ГОСТ 632 – 80 исполнения Б (с учетом запаса прочности для резьбового соединения 1,8 от разрушающей нагрузки, кН Условный наружный диаметр трубы, мм Толщина стенки, мм Группа прочности Д К Е Л М Р Т 127 9,2; 10,7 833 902 902 1000 1127 1314 1451 140 9,2; 10,5 961 1039 1039 1147 1304 1510 1667 146 9,2; 10,7 1059 1137 1147 1255 1431 1657 1833 168 8,9; 10,6 12,1 1216 1314 1314 1451 1647 1912 2108 178 9,2; 10,4 11,5; 12,7 1255 1353 1363 1490 1696 1971 2177 194 9,5 12,7; 10,9; 15,1 1578* 1745 1843 1882 1853 1892 2030 2079 2314 2363 2677 2736 2961 3020 *Допустимые нагрузки, при которых напряжения в теле труб достигают 0,77 от предела текучести (коэффициент запаса прочности равен 1,3) 178 Приложение 3 ПРОЧНОСТНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ИМПОРТНЫХ ОБСАДНЫХ ТРУБ (ПО СТАНДАРТАМ АНИ) 3.1 Наименьшее сминающее давление, МПа Наружный диаметр трубы, мм (дюймов) 1 114,3 (4 ½) 127,0 (5) 139,7 (5 1/2) 168,3 (6 5/8) 177,8 (7) 193,7 (7 5/8) 219,1 (8 5/8) Толщина стенки, мм Марка стали H - 40 2 5,21 5,69 6,35 7,37 8,56 5,59 6,43 7,52 9,19 10,72 11,10 12,70 6,20 6,98 7,72 9,17 10,54 7,32 8,94 10,59 12,06 5,87 6,91 8,05 9,19 10,36 11,51 12,65 13,72 7,62 8,33 9,52 10,92 12,70 15,11 6,71 7,72 8,94 10,16 11,43 C - 95 P- 110 6 43,7 58,8 50,0 72,2 43,2 60,9 77,0 39,7 56,3 71,2 26,4 37,2 48,4 59,3 70,2 78,5 23,4 33,0 45,2 60,7 - C– 90* 7 46,8 64,0 84,1 53,9 79,3 95,8 98,8 46,3 66,3 85,2 42,2 61,1 78,0 27,7 39,4 52,1 64,4 76,9 88,2 24,8 34,5 48,5 66,1 94,1 8 48,3 66,5 55,8 82,7 47,7 68,9 89,0 43,3 63,4 81,4 28,6 40,5 53,9 67,1 80,2 92,4 25,6 35,3 50,0 68,8 - 9 52,1 73,5 98,7 60,9 92,7 51,4 76,4 100,1 46,3 69,9 91,0 42,8 58,6 74,1 89,7 104,1 36,8 54,1 76,3 - 124,8 70,7 116,2 157,5 164,8 186,1 57,2 92,9 126,8 68,4 89,7 111,9 132,6 61,1 92,7 135,7 28,2 38,0 29,2 40,3 30,1 41,5 44,0 - C - 75 N - 80 3 19,1 18,1 17,4 10,0 13,6 14,0 - J - 55, K - 55 4 22,8 27,6 34,2 21,1 28,5 38,2 21,5 27,8 33,8 20,5 31,5 15,7 22,5 29,8 19,9 - 5 42,2 56,3 48,0 68,9 41,9 58,14 72,1 38,4 53,9 67,7 26,0 36,2 46,6 56,8 67,0 73,6 22,6 32,2 43,5 58,1 - 11,3 15,2 - 9,4 17,4 23,8 - 27,7 36,9 179 V150* 10 Продолжение приложения 3.1 1 219,1 (8 5/8) 244,5 (9 5/8) 273,02 (10 ¾) 298,4 (11 ¾) 339,7 (13 3/8) 406,4 (16) 473,1 (18 5/8) 508,0 (20) 2 3 12,70 14,15 7,92 9,6 8,94 12,0 10,03 11,05 11,99 13,84 15,11** 15,88** 19,05** 7,09 6,1 8,89 9,8 10,16 11,43 12,57 13,84 15,11 16,51** 17,78** 19,05** 8,46 7,4 9,52 11,05 12,42 8,38 5,3 9,65 10,92 12,19 13,06 13,97** 15,44** 18,26** 9,52 4,6 11,13 12,57 16,66** 18,16** 11,05 4,3*** 11,13 12,70 16,13 4 13,9 17,7 10,9 14,4 18,6 10,4 14,3 18,3 7,7 10,6 13,4 7,1 9,7 17,6 4,3*** 3,6*** 3,6*** 5,3*** 10,3 5 46,1 56,5 20,5 25,9 31,9 44,0 21,4 27,2 21,2 17,8 20,6 26,3 39,4 20,5 - 6 47,9 59,0 21,3 26,3 32,7 45,6 22,2 27,7 22,0 18,4 21,4 26,7 40,7 21,3 - 7 51,5 64,2 22,4 27,5 34,3 48,9 58,9 64,9 23,4 28,7 37,5 46,5 56,3 23,1 15,9 19,1 - 8 53,2 66,8 22,9 28,4 35,0 50,5 24,0 29,6 23,7 19,4 - 9 57,9 73,9 30,5 36,6 54,7 25,3 31,9 40,4 51,7 63,9 - 10 66,5 89,2 61,9 79,7 90,5 135,4 57,4 75,1 19,8*** - - - - - - - * Стали С – 90, V -150 стандартом не предусмотрены. ** Толщины стенок не по стандарту. *** Смятие происходит вследствие превышения предела упругости. . 180 3.2 Внутренние давления, при которых напряжения в теле трубы достигают предела текучести, МПа Наружный диаметр трубы, мм (дюймов) 1 114,3 (4 ½) 127,0 (5) 139,7 (5 ½) 168,3 (6 5/8) 177,8 (7) 193,7 (7 5/8) 219,1 (8 5/8) Толщина стенки, мм 2 5,21 5,69 6,35 7,37 8,56 5,59 6,43 7,52 9,19 10,72 11,10 12,70 6,20 6,98 7,72 9,17 10,54 7,32 8,94 10,59 12,06 5,87 6,91 8,05 9,19 10,36 11,51 12,65 13,72 7,62 8,33 9,52 10,92 12,70 15,11 6,71 7,72 8,94 10,16 11,43 12,70 14,15 Внутренний диаметр трубы, мм 3 103,9 102,9 101,6 99,6 97,2 115,8 114,1 112,0 108,6 105,6 104,8 101,6 127,3 125,7 124,3 121,4 118,6 153,7 150,4 147,1 144,2 166,1 164,0 161,7 159,4 157,1 154,8 152,5 150,4 178,5 177,0 174,7 171,9 168,3 163,5 205,7 203,7 201,2 198,8 196,2 193,7 190,8 Марка стали H - 40 4 22,0 21,5 21,0 15,9 18,7 18,9 17,1 19,7 - J - 55, K - 55 5 30,2 33,0 36,9 29,2 33,5 39,3 29,4 33,1 36,7 28,8 35,2 25,8 30,0 34,3 28,5 20,3 27,1 30,7 181 C - 75 N - 80 6 50,2 58,3 53,5 65,5 50,0 59,3 68,2 48,0 57,0 64,9 41,0 46,8 52,7 58,5 64,4 69,8 38,9 44,4 51,0 59,3 42,0 47,2 52,4 58,4 7 53,6 62,2 57,2 69,9 53,3 63,3 72,7 51,3 60,7 69,2 43,7 49,9 56,3 62,4 68,6 74,4 41,0 47,4 54,4 63,2 44,7 50,3 56,0 62,4 C– 90* 8 60,2 69,9 81,2 64,1 78,4 91,6 94,8 108,4 59,9 71,2 81,8 57,6 68,2 77,7 49,0 59,3 66,8 74,1 81,6 88,3 46,6 59,3 61,1 71,5 50,2 56,5 62,8 69,9 C - 95 9 63,7 73,8 67,8 82,9 63,3 75,2 86,5 60,9 72,1 82,2 51,9 59,3 63,2 70,1 77,2 88,3 49,3 56,4 64,6 75,1 53,1 59,8 66,5 74,0 P110 10 73,7 85,5 99,4 78,6 96,1 73,3 87,2 100,1 70,5 83,5 95,1 68,6 77,4 85,9 94,4 102,4 65,3 74,8 90,0 69,2 76,9 85,7 V150* 11 135,5 107,1 131,0 118,7 136,6 105,5 117,1 128,7 139,6 102,0 118,6 141,2 104,9 116,9 Продолжение приложения 3.2 1 244,5 (9 5/8) 273,0 (10 ¾) 298,4 (11 ¾) 339,7 (13 3/8) 406,4 (16) 473,1 (18 5/8) 508,0 (20 2 7,92 8,94 10,03 11,05 11,99 13,84 15,11** 15,88** 19,05** 7,09 8,89 10,16 11,43 12,57 13,84 15,11 16,51** 17,78** 19,05** 8,46 9,52 11,05 12,42 8,38 9,65 10,92 12,19 13,06 13,97** 15,44** 18,26** 9,52 11,13 12,57 16,66** 18,16** 11,05 3 228,7 226,6 224,4 222,4 220,5 216,8 214,3 212,7 206,4 258,8 255,2 252,7 250,1 247,9 245,8 242,8 240,0 237,5 234,9 281,5 279,4 276,3 273,6 322,9 320,4 317,9 315,3 313,6 311,8 308,8 303,2 387,4 384,1 381,3 373,1 370,1 451,0 4 15,7 17,6 12,5 15,7 13,6 12,0 11,3 11,3 5 24,2 27,2 21,6 24,7 27,7 21,2 24,5 27,6 18,8 21,3 23,7 18,1 20,6 27,2 15,5 6 37,2 40,9 44,4 50,7 37,8 41,7 37,6 34,7 37,2 41,2 43,2 - 7 39,6 43,6 47,4 54,6 40,4 44,4 40,2 37,0 39,7 43,8 46,1 39,6 43,1 - 8 44,4 49,0 53,1 61,4 67,0 70,4 45,3 49,8 54,9 60,0 63,0 45,1 38,9 41,6 - 9 47,1 51,8 56,2 64,9 47,9 52,7 47,6 44,0 - 10 60,0 65,1 75,1 55,6 61,1 67,2 73,4 - 11 102,4 111,9 117,4 124,5 100,1 109,4 117,7 126,2 69,5 - 11,13 12,70 16,13 485,7 482,6 475,7 10,6 - 14,5 16,6 21,1 - - - - - - * Стали С – 90, V– 150 стандартом не предусмотрены ** Толщина стенок не по стандарту 182 3.3 Растягивающие усилия, при которых напряжения в теле трубы достигают предела текучести, кН Наружный диаметр трубы, мм (дюймов) 1 114,3 (4 ½) 127,0 (5) 139,7 (5 ½) 168,3 (6 5/8) 177,8 (7) 193,7 (7 5/8) 219,1 (8 5/8) Толщи на стенки, мм 2 5,21 5,69 6,35 7,37 8,56 5,59 6,43 7,52 9,19 10,72 11,10 12,70 6,20 6,98 7,72 9,17 10,54 7,32 8,94 10,59 12,06 5,87 6,91 8,05 9,19 10,36 11,51 12,65 13,72 7,62 8,33 9,52 10,92 12,70 15,11 6,71 7,72 8,94 10,16 11,43 12,70 14,15 Вес 1 м гладкой трубы, H - 40 кН 3 0,137 0,149 0,166 0,190 0,219 0,164 0,187 0,217 0,262 0,301 0,311 0,351 0,200 0,224 0,246 0,289 0,329 0,285 0,344 0,404 0,456 0,244 0,285 0,331 0,375 0,419 0,463 0,505 0,544 0,343 0,373 0,424 0,483 0,556 0,652 0,344 0,395 0,454 0,513 0,574 0,634 0,701 4 490 716 1020 873 1020 1226 1412 1628 - Марка стали J - 55, K - 55 C - 75 N - 80 C– 90* C - 95 P110 V150* 5 676 735 814 814 922 1069 990 1108 1216 1402 1697 1402 1628 1844 1844 1697 2236 2530 - 6 1108 1285 1461 1765 1657 1942 2216 2314 2716 3060 2216 2520 2824 3109 3393 3658 2511 2854 3246 3736 3452 3854 4256 4717 7 1187 1363 1559 1873 1765 2079 2363 2471 2893 3266 2363 2687 3011 3315 3619 3903 2677 3040 3462 3982 3678 4119 4541 5021 8 1330 1520 1760 1740 2100 2420 2500 2820 1970 2330 2650 2770 3250 3670 2650 3010 3380 3720 4060 4380 3000 3420 3890 4470 5260 4130 4620 5100 5650 9 1412 1618 1853 2226 2099 2471 2805 2932 3442 3884 2815 3197 3580 3942 4305 4639 3177 3609 4109 4737 4374 4884 5394 5972 10 1638 1883 2158 2138 2579 2432 2854 3246 3393 3982 4492 3697 4139 4560 4982 5364 4188 4756 5482 5659 6247 6914 11 2942 2913 3521 4717 3893 4423 5639 6258 6796 7316 6512 7473 8777 8522 9424 183 Продолжение приложения 3.3 1 244,5 (9 5/8) 273,0 (10 ¾) 298,4 (11 ¾) 339,7 (13 3/8) 406,4 (16) 473,1 (18 5/8) 508,0 (20) 2 7,92 8,94 10,03 11,05 11,99 13,84 15,11** 15,88** 19,05** 7,09 8,89 10,16 11,43 12,57 13,84 15,11 16,51** 17,78** 19,05** 8,46 9,52 11,05 12,42 8,38 9,65 10,92 12,19 13,06 13,97** 15,44** 18,26** 9,52 11,13 12,57 16,66** 18,16** 11,05 3 0,453 0,509 0,569 0,624 0,674 0,772 0,838 0,878 1,038 0,456 0,568 0,646 0,723 0,792 0,868 0,943 1,024 1,097 1,170 0,593 0,665 0,768 0,859 0,672 0,770 0,868 0,966 1,031 1,101 1,211 1,420 0,914 1,062 1,197 1,570 1,704 1,243 4 1628 1824 1637 2030 2128 2412 3276 4423 5 2511 2805 2805 3187 3570 3285 3785 4237 3795 4286 4756 5247 5904 7738 6090 6 3825 4197 4531 5188 4864 5325 5776 6934 7404 8140 9542 10562 - 7 4080 4472 4835 5541 5188 5678 6159 7394 7885 8669 10180 11268 12210 - 8 4580 5020 5520 6220 6140 6730 7370 6910 7780 8310 - 9 4845 5315 5737 6580 6159 6747 7316 8787 - 10 6149 6649 7610 7130 7806 8552 9297 - 11 10376 11258 11798 13965 12680 13759 14750 15721 14799 - 11,13 12,70 16,13 1,337 1,521 1,918 4796 6590 7502 9464 - - - - - - Примечания: * Стали С – 90, V – 150 стандартом не предусмотрены. ** Толщина стенок не по стандарту. *** Смятие происходит вследствие превышения предела текучести. 184 3.4 Наименьшие разрушающие нагрузки для соединений муфтовых обсадных труб с Короткой и длинной резьбой треугольного профиля (по стандартам АНИ), кН Наружный Толщина диаметр стенки, трубы, мм мм (дюймов) 1 2 114,3 5,21 (4 ½) 5,69 6,35 7,37 8,56 127,0 5,59 (5) 6,43 7,52 9,19 139,7 6,20 (5 ½) 6,98 7,72 9,17 10,54 168,3 7,32 (6 5/8) 8,94 10,59 12,06 177,8 5,87 (7) 6,91 8,05 9,19 10,36 11,51 12,65 13,72 193,7 7,62 (7 5/8) 8,33 9,52 10,92 12,70 219,1 6,71 (8 5/8) 7,72 8,94 10,16 11,43 12,70 14,15 Марка стали H - 40 J - 55 K - 55 С -75 N - 80 3 343 579 814 539 785 941 1040 1245 - 4 451 588 686 588 755 922 765 902 1020 1089 1393 1040 1265 1491 1402 1089 1657 1932 - 5 500 647 755 657 824 1020 843 990 1118 1187 1520 1128 1373 1618 1530 1167 1785 2079 - 6 - 7 - 185 C– 90* 8 - C95 9 - P- 110 10 - Продолжение приложения 3.4 1 244,5 (9 5/8) 273,0 (10 ¾) 298,4 (11 ¾) 339,7 (13 3/8) 406,4 (16) 473,1 (18 5/8) 508,0 (20) 2 7,92 8,94 10,03 11,05 11,99 13,84 7,09 8,89 10,96 11,43 12,57 13,84 15,11 8,46 9,52 11,05 12,42 8,38 9,65 10,92 12,19 13,06 9,52 11,13 12,57 11,05 3 1128 1304 912 1393 1363 1432 1952 2491 4 1755 2010 1863 2197 2511 2118 2530 2883 2285 2648 3001 3158 3638 3354 5 1883 2167 2001 2354 2697 2265 2697 3089 2432 2815 3197 3344 3854 3531 6 3364 3746 3864 4354 - 7 3580 3982 4109 4629 - 8 3910 4355 4497 4702 5080 - 9 4129 4599 4747 5364 - 4805 5355 5953 6551 - 11,13 12,70 16,13 2589 - 3491 4070 5306 3668 4276 5580 - - - - - N - 80 C – 90* C - 95 P- 110 991 1206 1383 1765 1549 1903 992 1206 1383 1765 1584 1948 1040 1265 1451 1854 1667 2050 1245 1500 1804 1726 2207 1981 2442 Наружный Толщина диаметр стенки, трубы, мм мм (дюймов) 114,3 (4 ½) 127,0 (5) 139,7 (5 ½) 5,21 5,69 6,35 7,37 8,56 5,59 6,43 7,52 9,19 6,20 6,98 7,72 9,17 Марка стали С -75 J - 55 K - 55 716 814 990 961 1098 - Длинная резьба 804 941 1147 892 1098 1314 1677 1069 1206 1451 1795 186 Окончание приложения 3.4 1 139,7 (5 ½) 168,3 (6 5/8) 177,8 (7) 193,7 (7 5/8) 219,1 (8 5/8) 244,5 (9 5/8) 2 10,54 3 - 4 - 5 2108 6 2236 7 2286 8 2403 9 2864 7,32 8,94 10,59 12,06 5,87 6,91 8,05 9,19 10,36 11,51 12,65 13,72 7,62 8,33 9,52 10,92 12,70 6,71 7,72 8,94 10,16 11,43 12,70 14,15 7,92 8,94 10,03 11,05 11,99 13,84 1187 1510 1393 1628 1540 1854 2158 2010 2314 - 1294 1657 1520 1785 1677 2010 2344 2177 2501 - 2020 2462 2844 1854 2177 2501 2815 3128 3413 2050 2412 2824 3344 2883 3305 3707 4178 3089 3452 3795 4442 2138 2609 3011 1971 2314 2658 2991 3324 3619 2177 2560 3001 3550 3060 3511 3942 4433 3276 3668 4031 4727 2313 2816 3256 2131 2504 2882 3243 3599 3928 2366 2780 3261 3857 3332 3817 4293 4826 3576 3999 4390 5147 2432 2962 3423 2246 2638 3040 3423 3795 4148 2491 2932 3432 4070 3511 4021 4531 5090 3776 4217 4629 5433 2854 3472 4021 3089 3550 3991 4433 4835 3423 4011 4747 4698 5276 5943 4923 5404 6326 Сталь С – 90 стандартом не предусмотрена. 187 3.5 Наименьшие разрушающие нагрузки для соединений “Батресс” муфтовых обсадных труб с резьбой трапецеидального профиля (по стандартам АНИ), кН Наружный Толщина диаметр стенки, трубы, мм мм (дюймов) 1 2 114,3 (4 ½) 127,0 (5) 139,7 (5 ½) 168,3 (6 5/8) 177,8 (7) 193,7 (7 5/8) 219,1 (8 5/8) 244,5 (9 5/8) 273,0 (10 ¾) 5,69 6,35 7,37 8,56 6,43 7,52 9,19 6,98 7,72 9,17 10,54 7,32 8,94 10,59 12,06 8,05 9,19 10,36 11,51 12,65 13,72 8,33 9,52 10,92 12,70 8,94 10,16 11,43 12,70 14,15 8,94 10,03 11,05 11,99 13,84 8,89 10,16 11,43 12,57 Марка стали J - 55 K - 55 С -75 N - 80 C – 90* 3 4 5 6 7 Муфты с нормальным наружным диаметром 902 1108 1000 1236 1285 1353 1370 1471 1549 1570 1810 1118 1373 1304 1598 1667 1765 1790 2010 2128 2160 1334 1628 1461 1795 1883 1981 2020 2216 2334 2380 2452 2579 2579 1667 2020 2020 2442 2599 2736 2810 3040 3207 3290 3432 3629 3710 1922 2324 2481 2618 2680 2177 2638 2805 2972 3040 3148 3324 3410 3472 3668 3760 3707 3903 3903 3707 3903 3903 2148 2589 2775 2932 3020 3158 3334 3430 3589 3795 3910 4138 4364 4490 2579 3070 2913 3472 3776 3982 4120 4217 4452 4610 4658 4923 5090 5149 5443 5630 2844 3364 3177 3756 4119 4354 4530 4521 4786 4970 4884 5168 5380 5600 5914 6160 3119 3648 3540 4148 3972 4648 5168 5472 5720 5659 5992 6260 188 C - 95 P- 110 8 9 1451 1667 1883 2275 2140 2511 2707 2962 3472 3923 2834 3217 3599 3972 4099 4099 3187 3619 4119 4746 4344 4864 5374 5943 4786 5247 5668 6492 6031 6600 1716 1971 2265 2236 2697 2530 2972 3226 3501 4109 4629 3795 4256 4688 4884 4884 4276 4864 5600 5737 6335 7012 6178 6679 7649 7100 7767 Продолжение приложения 3.5 1 114,3 (4 ½) 127,0 (5) 139,7 (5 ½) 168,3 (6 5/8) 177,8 (7) 2 8,56 3 - 4 - 5 - 6 - 7 1500 8 - 9 1873 6,43 7,52 9,19 6,98 7,72 9,17 10,54 7,32 8,94 10,59 12,06 8,05 9,19 10,36 11,51 12,65 13,72 1118 1275 1334 1412 1667 1736 1873 1873 - 1373 1598 1628 1795 2020 2197 2324 2373 - 1618 1618 1795 1795 1795 2197 2197 2197 2373 2373 2373 2373 2373 2373 1706 1706 1883 1883 1883 2314 2314 2314 2501 2501 2501 2501 2501 2501 1706 1706 1883 1883 1883 2314 2314 2314 2501 2501 2501 2501 2501 2501 1795 1795 1981 1981 1981 2432 2432 2432 2618 2618 2618 2618 2618 2618 2128 2128 2363 2363 2363 2893 2893 2893 3128 3128 3128 3128 3128 *Сталь С – 90 стандартом не предусмотрена. 189 3.6 Наименьшие разрушающие нагрузки для соединений “Экстрем лайн” безмуфтовых обсадных труб с резьбой трапецеидального профиля (по стандартам АНИ), кН Наружный диаметр трубы, мм (дюймов) Толщина стенки, мм 1 2 127,0 (5) 139,7 (5 ½) 7,52 9,19 6,98 7,72 9,17 10,54 8,94 10,59 12,06 8,05 9,19 10,36 11,51 12,65 13,72 8,33 9,52 10,92 12,70 8,94 10,16 11,43 12,70 14,15 10,03 11,05 11,99 13,34 10,16 11,43 12,57 13,84 1461 1510 1657 2118 2216 2256 2462 3050 3060 3423 4335 4854 - 1854 1912 2099 2697 2815 2854 3119 3874 3874 4344 5502 6159 - 1854 1981 2099 2206 2442 2687 2883 3187 2815 2854 3050 3383 3786 4080 3119 3119 3403 3785 3874 4188 4482 4482 4344 4344 4590 5217 6159 6737 - 1942 2089 2206 2324 2569 2834 3030 3354 2962 3001 3207 3560 3982 4295 3276 3276 3589 3982 4080 4413 4717 4717 4570 4570 4835 5492 6482 7100 - 7,52 9,19 6,98 7,72 9,17 10,54 1510 1657 - 1912 2099 - 2099 2128 2128 2206 2246 2246 168,3 (6 5/8) 177,8 (7) 193,7 (7 5/8) 219,1 (8 5/8) 244,5 (9 5/8) 273,0 (10 ¾) 127,0 (5) 139,7 (5 ½) Марка стали J - 55 K - 55 С -75 N - 80 C – 90* C - 95 P- 110 8 9 1942 2089 2206 2324 2569 2834 3030 3354 2962 3001 3207 3560 3982 4295 3276 3276 3589 3982 4080 4413 4717 4717 4570 4570 4835 5492 6482 7100 - 2040 2197 2324 2442 2697 2972 3187 3531 3109 3158 3374 3746 4188 4511 3442 3442 3766 4188 4286 4639 4952 4952 4796 4796 5080 5776 6806 7453 - 2448 2609 2756 2913 3217 3540 3785 4197 3756 4011 4452 4972 5374 4099 4482 4982 5521 5903 5903 5708 6041 6874 8101 8866 8904 - 2324 2363 2363 2756 2805 2805 3 4 5 6 7 Соединение с нормальным наружным диаметром 190 Окончание приложения 3.6 1 2 168,3 (6 5/8) 8,94 10,59 12,06 8,05 9,19 10,36 11,51 12,65 13,72 8,33 9,52 10,92 12,70 8,94 10,16 11,43 12,70 14,15 10,03 11,05 11,99 13,34 177,8 (7) 193,7 (7 5/8) 219,1 (8 5/8) 244,5 (9 5/8) 3 4 5 6 7 Соединение с уменьшенным наружным диаметром 2118 2216 2256 2462 3050 3060 3423 - 2696 2815 2854 3119 3874 3874 4344 - 2696 2864 2864 2815 2854 3001 3001 3383 3383 3119 3119 3305 3305 3874 3942 3942 3942 4344 4344 4590 4688 *Сталь С – 90 стандартом не предусмотрена 191 2834 3021 3021 2962 3001 3158 3158 3560 3560 3276 3276 3491 3491 4080 4148 4148 4148 4570 4570 4835 4933 - 8 9 2972 3168 3168 3109 3158 3315 3315 3746 3746 3442 3442 3668 3668 4286 4354 4354 4354 4796 4796 5080 5178 3540 3776 3776 3756 3942 3942 4452 4452 4099 4354 4354 5178 5178 5178 5708 6041 6169 3.7 Теоретический вес 1 м колонны, составленной из труб, изготовляемых по стандарту АНИ, кН Условный наружный диаметр трубы, мм (дюймов) 1 114,3 (4 ½) 127 (5) 140 (5 ½) 168 (6 5/8) 178 (7) 194 (7 5/8) Толщина стенки, мм 2 5,21 5,69 6,35 7,37 8,56 5,59 6,43 7,52 9,19 11,10 12,70 6,20 6,98 7,72 9,17 10,54 7,32 8,94 10,59 12,06 5,87 6,91 8,05 9,18 10,38 11,51 12,05 13,72 7,62 8,33 9,52 10,92 12,70 15,11 Муфтовые трубы с резьбой закругленного профиля короткой длинной 3 0,140 0,150 0,170 0,167 0,189 0,219 0,203 0,226 0,248 0,289 0,349 0,248 0,289 0,334 0,378 0,350 0,381 - 4 0,170 0,192 0,220 0,190 0,220 0,264 0,226 0,249 0,291 0,330 0,290 0,350 0,408 0,460 0,335 0,378 0,423 0,466 0,508 0,546 0,382 0,432 0,489 0,562 - “Батресс” с нормальс уменьшенным наружным наружным диаметным диаметром муфт ром муфт 5 0,152 0,170 0,192 0,221 0,190 0,220 0,264 0,228 0,249 0,291 0,330 0,291 0,350 0,409 0,460 0,335 0,380 0,424 0,466 0,508 0,546 0,382 0,432 0,490 0,562 - 192 6 0,151 0,167 0,191 0,220 0,188 0,218 0,262 0,226 0,247 0,289 0,328 0,285 0,345 0,403 0,454 0,333 0,375 0,419 0,462 0,503 0,542 0,376 0,427 0,484 0,556 - Безмуфтовые трубы “Экстрем лайн” с норс уменьмальшенным ным наружннаружым дианым метром диамуфт метром муфт 7 8 0,220 0,263 0,226 0,226 0,249 0,248 0,290 0,289 0,330 0,328 0,346 0,345 0,404 0,403 0,455 0,454 0,333 0,332 0,376 0,376 0,420 0,419 0,463 0,462 0,506 0,504 0,544 0,543 0,376 0,375 0,426 0,425 0,482 0,482 0,546 0,554 - Окончание приложения 3.7 1 219 (8 5/8) 245 (9 5/8) 273 (10 ¾) 299 (11 ¾) 340 (13 3/8) 407 (16) 473 (18 5/8) 508 (20) 2 6,71 7,72 8,94 10,16 11,43 12,70 14,15 7,92 8,94 10,03 11,05 11,99 13,84 15,11 15,88 19,05 7,09 8,89 10,16 11,43 12,57 13,84 15,11 16,51 17,78 19,05 8,46 9,52 11,05 12,42 8,38 9,65 10,92 12,19 13,06 13,97 15,44 18,26 9,52 11,13 12,57 16,66 18,16 11,05 3 0,355 0,404 0,464 0,522 0,464 0,519 0,579 0,469 0,580 0,657 0,734 0,801 0,876 0,947 0,606 0,678 0,779 0,869 0,686 0,784 0,881 0,977 1,042 0,933 1,079 1,212 1,257 4 0,467 0,525 0,584 0,643 0,710 0,524 0,582 0,636 0,686 0,782 - 5 0,467 0,525 0,584 0,643 0,710 0,523 0,582 0,635 0,686 0,782 0,584 0,660 0,736 0,804 0,879 0,952 0,682 0,782 0,872 0,788 0,884 0,981 1,045 1,083 1,215 1,273 6 0,457 0,515 0,575 0,634 0,700 0,512 0,571 0,625 0,675 0,772 0,571 0,648 0,724 0,791 - 7 0,460 0,517 0,576 0,635 0,701 0,574 0,626 0,675 0,772 0,655 0,732 0,799 0,874 - 8 0,459 0,515 0,575 0,634 0,699 0,572 0,674 0,674 0,770 - 11,13 12,70 16,13 1,357 1,540 1,932 1,364 1,546 1,937 1,361 1,543 1,934 - - - 193 3.8 Коэффициент снижения прочности резьбовых соединений отечественных труб с треугольной резьбой по ГОСТ 632 – 80 Диаметр трубы, мм 114,3 127,0 139,7 146,1 168,3 177,8 193,7 219,1 244,5 273,1 298,5 323,9 339,7 351,0 377,0 406,4 426,0 473,1 508,0 Группа прочности Д К Е Л М Р 0,030 0,034 0,038 0,040 0,046 0,050 0,054 0,066 0,074 0,084 0,095 0,106 0113 0122 0135 0,137 0,160 0,168 0,183 0,023 0,026 0,029 0,030 0,035 0,038 0,042 0,050 0,054 0,064 0,072 0,080 0,086 0,092 0,102 0,104 0,122 0,128 - 0,020 0,023 0,025 0,027 0,031 0,033 0,037 0,044 0,050 0,057 0,064 0,072 0,076 0,082 0,090 0,093 0,108 - 0,017 0,020 0,022 0,023 0,027 0,029 0,032 0,037 0,042 0,048 0,054 0,060 0,064 0,069 0,077 - 0,014 0,017 0,019 0,020 0,023 0,025 0,027 0,032 0,036 0,041 0,046 0,052 0,055 0,060 - 0,012 0,014 0,015 0,016 0,019 0,020 0,022 0,027 0,030 0,034 0,038 0,043 0,045 - 194 3.9 Коэффициент снижения прочности гладкого тела трубы Диаметр трубы, мм 114,3 127,0 139,7 146,1 168,3 177,8 193,7 219,1 244,5 273,1 298,5 323,9 339,7 351,0 377,0 406,4 426,0 473,1 508,0 Группа прочности Д К Е Л М Р 0,028 0,031 0,034 0,035 0,041 0,043 0,047 0,053 0,059 0,066 0,072 0,078 0,082 0,085 0,091 0,098 0,103 0,114 0,122 0,021 0,023 0,026 0,027 0,031 0,033 0,036 0,040 0,045 0,050 0,055 0,059 0,062 0,064 0,069 0,074 0,078 0,087 0,093 0,019 0,021 0,023 0,024 0,028 0,030 0,032 0,036 0,041 0,046 0,050 0,054 0,057 0,059 0,063 0,068 0,071 0,079 0,085 0,016 0,018 0,020 0,021 0,024 0,025 0,027 0,031 0,034 0,038 0,042 0,046 0,048 0,050 0,053 0,057 0,060 0,067 0,072 0,014 0,016 0,017 0,018 0,021 0,022 0,024 0,027 0,030 0,033 0,036 0,040 0,042 0,043 0,046 0,050 0,052 0,058 0,062 0,011 0,012 0,013 0,014 0,016 0,017 0,019 0,021 0,024 0,026 0,029 0,031 0,033 0,034 0,036 0,039 0,041 0,046 0,049 195 Приложение 4 ХАРАКТЕРИСТИКА РЕАГЕНТОВ ДЛЯ РЕГУЛИРОВАНИЯ СВОЙСТВ ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ Добавка реагентов, % от Примечание массы цемента 1 2 3 4 Ускорители сроков схватывания и твердения Хлорид кальция Положительные температуры 2 Отрицательные темпера2-8 Разжижает цемент0 туры до минус 10 С ные растворы, уменьшает преНаружные отрицатель- 18 (используется дельное напряженые температуры, до как антифриз) ние сдвига минус 25 0С Крепление скважин в До насыщения пластах АС1, КС1, МС12 Хлорид натрия и хло- Положительные темперид калия ратуры 2 Отрицательные температуры до минус 10 0С 1-4 Несколько разжижает цементные Наружные отрицатель- 15 (используется растворы ные температуры, до как антифриз) 0 минус 20 С Крепление скважин в До насыщения соленых пластах Углекислый калий (по- Положительные темпеташ) ратуры 0,5 - 2 Для предотвращеОтрицательные темперания быстрого схватуры до минус 10 0С 2-5 тывания вводят замедлители Наружные отрицатель- 20 (используется ные температуры, до как антифриз) минус 25 0С Углекислый натрий Положительные темпеПри добавках 0,5-1 ратуры до 130 0С 1-5 – замедлитель. Пластифицирует смеси с гипаном и ПАА Сернокислый натрий и Положительные темпесернокислый калий ратуры 1-6 Нитрат кальция (НК) Положительные температуры 1-3 Нитрат натрия (НН) Отрицательные температуры до минус 10 0С 2-10 Нитрит-нитрат кальция Наружные отрицатель- 15 (используется (ННК), нитрит-нитрат- ные температуры до ми- как антифриз) сульфат натрия нус 20 0С (ННСН), Нитрат кальция с мочевиной (НКМ) Реагент Условия крепления 196 Продолжение приложения 4 1 Нитрит-нитрат-хлорид кальция (ННХК), нитрит-нитрат-хлорид кальция с мочевиной (ННХКМ) 2 3 Положительные температуры 1-2 Отрицательные температуры до минус 10 0С 2-8 Наружные отрицатель- 15 (используется ные температуры, до как антифриз) минус 20 0С Едкий натр Положительные температуры 0,3 – 0,8 Отрицательные температуры до минус 10 0С 0,3 – 0,8 Жидкое стекло Положительные температуры, растворы на ос5 – 15 нове шлаков и зол Меласса Положительные температуры 0,1 – 1,0 Триэтаноламин Положительные темпе- В расчете на саратуры харозу Сульфаниловая кислота Положительные температуры 0,4 – 1,0 Мочевина (карбамид) Положительные температуры 0,1 – 1,0 Отрицательные температуры 15 Замедлители сроков схватывания и твердения Температура до 50 0С 0,1 – 0,2 Сульфатно-дрожжевая бражка (СДБ) Температура до минус 50 0С 0,2 – 0,6 Конденсированная ССБ Температура до 200 ºС (КССБ) 0,1-7 Окзил Хромпик 0,1 - 3 Температуры до 200 0С Температуры от +75 до +250 0С 197 0,1 – 0,5 4 Уменьшает прочность цементного камня Пластифицирует цементный раствор Хорошо пластифицирует цементные растворы При дозировке выше 0,5 сильно вспенивается и снижает прочность цементного камня Хорошо пластифицирует тампонажные растворы и понижает их водоотдачу. При приготовлении растворов пенится. То же Разжижает смеси, применяется совместно с другими реагентами: КМЦ; гипаном, СДБ Продолжение приложения 4 1 2 Синтетическая винная Температуры до 200 0С кислота (СВК) Гидролизованный по- Температуры до 160 0С, лиактил-онитрил (ги- а совместно с хромпиком пан) до 200 0С 3 0,05 – 0,5 0,1 –1,0 Триоксиглутаровая кислота (ТОГК) Температуры до 250 0С 0,05 – 0,5 Карбоксиметилцеллюлоза Температуры до 130 0С, а совместно с хромпиком до 160-180 0С 0,2 – 2,0 Борная кислота Л-7 Температуры до 130 0С, а совместно с СВК до 200 0С 0,08 – 0,25 Температуры до 150 0С 1,5 – 2,0 Малеиновый ангидрит Температуры до 150 0С (МА) 0,2 – 1,0 Нитролигнин и нитро- Температуры до 150 0С лигнин сульфированный 0,2 – 1,0 198 4 Дозировка повышается с увеличением температуры, замедляет схватывание при: 1000С до 5-6 ч.; 1500С до 3-4 ч; 1800С до 1-2 ч Дозировка увеличивается с повышением температуры. Сильно понижает водоотдачу. Применяется в основном со шлаковыми цементами, при поглощениях Дозировка увеличивается с повышением температуры. Сильно понижает водоотдачу. Обладает повышенной стойкостью в присутствии катионов кальция, пониженным рН и малой солестойкостью. Сильно уменьшает водоотдачу Повышает прочность цементного камня. Цементы с тонкодисперсными добавками Дозировка увеличивается с ростом температуры То же Снижает вязкость и водоотдачу Продолжение приложения 4 1 Нейтрализованный черный контакт (НЧК) или контакт черный нейтрализованный рафинированный (КЧНР) Эпоксидные смолы Поливинилацетатная эмульсия Фурфурол 2 Температуры до 750С при требовании одновременной подачи пенообразователей и применения гипсоцементных вяжущих Твердение тампонажных растворов в условиях пониженных температур при особых требованиях к плотности и прочности цементного камня То же Температуры 1000С до Декстрин и модифи- Температуры до 0 цированный крахмал 150 С при требовании понижения водоотдачи тампонажных растворов Гексаметафосфат Температуры до 80натрия, пирофосфат 900С при требовании натрия разжижения тампонажного раствора Карбамид (мочевина) Температуры 50-80 0 С Хлористый натрий Температуры 20-60 0 С, солевые пласты Винные дрожжи 3 0,1 - 10 Существенно повышают плотность и прочность цементного камня 1,3 – 5,0 1,0 – 1,0 То же 0,1 – 1,0 Дозировка увеличивается с повышением температуры и в зависимости от требуемого замедляющего эффекта То же 0,2 – 1,0 То же 0,1 – 1,0 0,1 – 1,0 8 - 10 Температуры до 130 0 С, портландцементы 3,0 Регуляторы реологических свойств С-3, продукт взаимо- Уменьшение вязкодействия формальде- сти и предельного гида с нафталино- напряжения сдвига ксисулькислотами при температурах 050 0С. уменьшение в водопотребности в 0,3 – 0,8 несколько раз 199 4 Незначительно пластифицирует тампонажные растворы При температурах ниже 50 0С действует как ускоритель По мере увеличения дозировки разжижается раствор, увеличивается плотность цементного камня Пластифицирует. Снижает водоотдачу Суперпластификатор, выпускается в опытном порядке. Возможность применения при высоких температурах не исследована. В преде Продолжение приложения 4 1 2 3 10-03, меламиноТо же формальдегидные смолы СульфитнодрожжеТемпературы до 150 0С, вая бражка (СДБ) возможность загустевания тампонажных растворов, необходимость снижения В/Ц с целью повышения плотности цементного камня Конденсированная То же ССБ (КССБ) 0,3 - 0,6 Уменьшает вязкость и предельное напряжение сдвига, замедляет схватывание и твердение, понижает водоотдачу 0,1 – 1,0 0,1 – 7,0 Окзил ГИФ-1 Гексаметафосфат То же Необходимость снижения В/Ц для повышения плотности цементного камня Температуры до 100 0С, необходимость турбулизации потока раствора Д-4 и Д-12 синтети- Температуры до 100 0С, ческие дубителя необходимость снижения В/Ц для повышения цементного камня Нитролигнин и суль- Температуры до 150 0С, фированный нитро- необходимость пластилигнин фицировать растворы Полифенол лесохи- Температуры до 150 0С мический (ПФЛХ) (предположительно до 100 0С), необходимость пластифицировать растворы Бура Температуры до 150 0С 200 4 лах дозировок не нарушаетрушает гидратационных процессов То же 0,1 – 3,0 0,1 0,1 – 1,0 Уменьшает предельное напряжение сдвига в 5-10 раз, вязкость в 1,5 раза, снижает водоотдачу То же Вызывает пенообразование, замедляет твердение Снижает предельное напряжение сдвига до 4 раз, вязкость до 2, замедляет схватывание 0,3 – 0,7 0,2 – 1,0 0,1 – 0,3 0,3 – 1,0 Снижает предельное напряжение сдвига до 6 раз и незначительно вязкость, замедляет схватывание Замедляет схватывание и твердение, снижает предельное напряжение сдвига до 2 раз и пенообразование Снижает предельное напряжение сдвига до 11 раз, замедляет схватывание Продолжение приложения 4 1 Винная кислота 2 Температуры до 200 0 С 3 0,5 – 1,0 Гипан Температуры до 180 0 С 0,5 – 1,0 Декстрин Температуры до 150 0 С 0,2 – 1,0 Смола омыленная Температуры до 75 0 водорастворимая С ВЛХК 0,1 – 0,3 Пластификатор дреТо же весно-цековый строительный ЦНИПС-1 Жидкости крем- Температуры до 75 0 нийорганические С ГКЖ-11, ГКЖ-10, АСМР 0,05– 0,10 Хромпик Температуры до 200 0 С 0,15 – 0,5 Полимерный реагент Температуры до 75 0 ВРП-1 С Мочевина (карбамид) Температуры 50 – 80 0 С Пластификатор ади- Температуры до 75 0 пиновый ПАЩ-1 С 0,02– 0,08 201 0,1 – 0,5 0,1 – 1,0 0,1 – 1,0 4 Снижает предельное напряжения сдвига до 30 раз, несколько увеличивает вязкость. Сильный замедлитель схватывания и твердения Снижает предельное напряжение сдвига до 7,5 раза, увеличивает вязкость в 1,53,5 раза, уменьшает водоотдачу Снижает предельное напряжение сдвига при ламинарном течении в 3,5 раза, при турбулентном – на 25 % Вызывает пенообразование, без пеногасителей не рекомендуется То же Ускоряют твердение и схватывание, увеличивают прочность и плотность цементного камня пластифицирует тампонажные растворы, замедляет схватывание. Применяется преимущественно с СДБ, КССБ, КМЦ, гипаном, СВК Вызывает пенообразование Замедляет схватывание и твердение Вызывает пенообразование. При недостаточной дозировке снижает прочность цементного камня Продолжение приложения 4 1 Синтетическая поверхностно-активная добавка (СПД) Полиоксиэтилен Гидролизованный полиакрилонтрит (гипан) Карбоксиметилцеллюлоза Бентонитовая глина КССБ 2 То же 3 0,2 – 0,3 Реагенты-понизители водоотдачи Температуры до 75 0С 0,1 – 0,6 Температуры 75-160 0С, поглощающие пласты, портландцементы и шлаковые цементы Температуры 75-160 0С, поглощающие пласты, обычные, а также облегченные растворы с добавками бентонита, диатомита, пемзы и шлаковые растворы Температуры до 200 0С, седиментационная стабилизация цементных растворов с грубодисперсными добавками, поглощающие пласты Температуры 75-130 0С, поглощающие пласты, загустевание раствора 202 0,1 – 1,5 0,5 - 2 4 Вызывает пенообразование Возможность применения при высоких температурах не исследована Водоотдача снижается в 4 раза, замедляется схватывание, раствор разжижается. При малых дозах (0,1-0,5 %) наблюдается загустевание портландцементных растворов. Часто применяется совместно с хромпиком (0,1-0,3 %) и бентонитовой глиной (10-15 %). В качестве ускорителя используется кальцинированная и каустическая сода. Гипан с хромпиком применяется до 200 0С КМЦ-350 – до 130 0С; КМЦ-500– до 140 0С, КМЦ-600 – до 160 0С. Замедляется схватывание. Для шлаковых цементов при высоких температурах оптимальной является добавка 1,5 % КМЦ и 1520 % бентонита Водоотдача снижается до 4 раз и до 10 раз в комбинации с 1 % гипана 10 - 25 1,0 – 2,0 Водоотдача снижается до 7 раз и до 20 раз в комбинации с 0,1-0,2 % ПАА+ 0,2 % Окончание приложения 4 1 Нитролигнин Полиакриламид ПАА Окзил 2 3 Температуры до 150 0 С, поглощающие пласты Температуры до 100 0 С, поглощающие пласты 0,1 – 1,5 0,2 – 0,5 Температуры до 130 0 С, поглощающие пласты 0,1 – 3,0 Температуры не более 75 0С, поглощающие пласты 0,6 – 1,0 Полифенол лесохимический (ПФЛХ) То же 0,1 –1,5 Метакриловый сополимер (метас) То же Метилцеллюлоза (МЦ) К-4 То же 0,1 – 1,0 То же 1,0 – 2,0 Поливиниловый спирт 0,2 – 2,0 Модифицированный Температуры до 150 0 крахмал С 203 0,2 – 1,5 4 КССБ. Замедляется схватывание, увеличивается пластификация Водоотдача снижается до 5 раз. Водоотдача снижается в 10-40 раз. Замедляется схватывание, уменьшается подвижность раствора Водоотдача снижается до 7 раз. Замедляется схватывание, соответственно уменьшается предельное напряжение сдвига. При сильном замедлении схватывания применяются ускорииели Водоотдача уменьшается до 10-3 см3. Замедляется схватывание при верхних пределах дозировки Водоотдача снижается в 4-5 раз. Разжижается раствор. Замедляется схватывание Замедляется схватывание, уменьшается подвижность раствора Водоотдача уменьшается в 2,5 – 3 раза Водоотдача снижается в десятки раз Температуры до 100 0 С, поглощающие пласты Приложение 5 ПЕРЕВОД ЕДИНИЦ СИСТЕМЫ СИ В ЕДИНИЦЫ МКГСС Единицы Величина Масса СИ Наименование килограмм Обозначение кг Метрические ОбозНаименование начение Соотношение 1кг 0.102 кгс с 2 м - 1 Сила, вес, натяжение ньютон Плотность Килограмм на кубический метр кг/ м Вес единицы длинны трубы Ньютон на метр Н/ м Удельный вес Ньютон на кубический метр Н килограмм 1Н кгс кгс с 2 м кгс с 2 9,80665кг м кг м 1 кгс 0,102кгс 2 9,80665 с 1кгс 9,80665Н 3 кгс с м4 - 3 килограмм на метр Н/ м 3 килограмм на кубический метр 2 1кг / м 3 0,102 кгс с 2 м4 кгс с 2 1 9,80665н / м 3 4 м 1Н / м 0,102кгс / м кгс/м 1кгс / м 9,80665Н / м 1Н / м 3 0,102кгс / м 3 кгс/ м 3 1кгс / м 3 9,80665Н / м 3 1Па 1Н / м 2 1,02 10 5 кгс / см 2 1,02 10 1 кгс / см 2 Давление, напряжение 1МПа 10 6 Па 1,02 10кгс / см 2 паскаль Па килограмм на квадратный метр 2 кгс/ м 1,02 10 5 кгс / м 2 1кгс / см 2 9,80665 10 2 МПа 1кгс / м 2 9,80665 Па 9,80665 x10 6 МПа Момент силы ньютонметр Н м килограммометр 204 кгс м 1Н м 0,102кгс м 1кгс м 9,81Н м