Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин 1997

Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин

Москва, 1997г.

Настоящая инструкция разработана Акционерным обществом открытого типа «Научно-исследовательским ин-ститутом разработки и эксплуатации нефтепромысловых труб (АООТ «»ВНИИТнефть») с учетом работ, выполненных Всесоюзным научно-исследовательским институтом при-родных газов (ВНИИгаз), Всесоюзным научно-исследова-тельским и проектным институтом по креплению скважин и буровым растворам (ВНИИКРнефть), Всесоюзным научно-исследовательским институтом буровой техники (ВНИИБТ) и др.

Составители: О.Д.Даниленко, К.И.Джафаров,

В.Г.Колесников, В.Ф.Кузнецов, В.Д.Малеванский, Т.П.Поликарпова, А.Г.Потапов, В.Н.Пчелкин, Г.М.Саркисов, А.Е.Сароян, Е.А.Чеблаков, Г.Г.Шинкевич, Н.Д.Щербюк. Н.В.Якубовский.

Одобрена и рекомендована к применению на терри-

тории Российской Федерации и стран СНГ решением кон-ференции Ассоциации Буровых Подрядчиков 18.09.96г.

Согласована:

Федеральный горный и промышленный надзор России (письмо от 12.03.97 № 10-13/127) Российское акционерное общество «Газпром» (письмо от 26.12.96 № 02-4-3/157) Институт ВНИИгаз (письмо от 10.01.97 № 1-10/67) Акционерное общество «Нефтяная компания» Роснефть» (письмо от 21.01.97 № 10-2) Министерство природных ресурсов Российской Федерации (письмо от 13.03.97 № 21-11/53) Сибирско-Дальневосточная нефтяная компания «Сиданко» (письмо от 25.02.97 № 06-14/18)

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ИНСТРУКЦИЯ ПО РАСЧЕТУ ОБСАДНЫХ КОЛОНН ДЛЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Вводится взамен РД 39-7/1-

0001-89 «Инструкция по рас-чету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин»

Срок введения установлен с 01.07.97г.

Настоящий документ разработан в соответствии с

требованиями «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности», Госгортехнадзор России, 1993г и вне-сенными в них дополнениями и изменениями от 06.06.96г.

В настоящем документе содержатся методики опре-деления основных нагрузок, действующих на обсадные трубы и колонны в процессе проводки, освоения и эксплуа-тации скважин, рекомендации по выбору обсадных труб, резьбовых соединений и герметизирующих средств при их свинчивании.

Приводятся примеры расчетов, а также основные прочностные характеристики отечественных и импортных труб.

Руководящий документ предназначен для предпри-ятий и организаций, занимающихся проектированием. Строительством и эксплуатацией скважин в условиях суши и морских акваторий.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1.В соответствии с настоящей инструкцией произво-

дятся расчеты обсадных колонн из отечественных и им-портных обсадных труб для скважин, продукции которых не содержит сероводород.

Основные особенности расчета обсадных колонн, контактирующих с сероводородом, приведены в разделе 12 настоящей инструкции.

1.2.Выбор исходных данных для расчета необходимо осуществлять с учетом конкретных условий бурения: зна-чений горного и пластового давлений и интервалов их дей-ствия, давления гидравлического разрыва пласта и давле-ния на устье скважины при закрытом превенторе, снижения уровня жидкости в скважине и удельного веса бурового раствора при газонефтеводопроявлениях. Исходные дан-ные записывают в таблицы, приведенные в прил.1.

1.3.Расчет обсадных колонн производят по макси-мальным значениям избыточных наружных и внутренних давлений, а также осевых нагрузок (при бурении, опробо-вании, эксплуатации, ремонте скважин), при этом учитыва-ют раздельное и совместное их действие.

1.4.В результате расчета определяют конструкцию обсадной колонны (типоразмеры труб по секциям и их дли-ны), а также давление при испытании ее на герметичность.

В соответствии с настоящей инструкцией производят выбор типов резьбовых соединений и герметизирующих средств для них.

1.5.После бурения двух или трех первых разведочных скважин институт-разработчик проектов и технико-технологические службы заказчика проектов обязаны уточ-нить данные для расчета колонн последующих скважин.

1.6.Значения максимальных расчетных избыточных наружных и внутренних давлений должны быть внесены в паспорт скважины.

Не допускается превышение этих величин при строи-тельстве и эксплуатации скважин, проведении ремонтных работ и др. Если условия работы изменяются и избыточные давления превышают первоначальные расчетные, необхо-димо предусмотреть соответствующие технологические операции, предупреждающие повреждение обсадных ко-лонн.

Основные обозначения величин, принятые в формулах

Определения Обозна-

чение ве-личины

Расстояние от устья скважины, м: -до башмака колонн L -до башмака предыдущей колонны LO- до сечения, в котором нагнетаемая жидкость выходит из колонны

L′

Определения Обозна-

чение ве-личины

-до нижнего конца дополнительной колонны труб, спускаемой для нагнетания жидкости при испытании на герметичность по частям или ин-тенсификации

LД

-до пакера, устанавливаемого на дополнитель-ной колонне

LП

-до уровня цементного раствора h -до уровня жидкости в колонне H -до пласта, в котором возможны нефтегазово-допроявления

-до верхнего конца потайной колонны lО-до верхнего конца i-й секции обсадной колонны Li -до середины пласта S, Si -до рассчитываемого сечения Z Длина i-й секции обсадной колонны, м li Удельный вес газа по воздуху (относительный) γ Удельный вес, Н/м3: -испытательной жидкости γЖ-бурового раствора за колонной γР-цементного раствора за колонной γЦ-вышележащих пород (средний) γП-жидкости в колонне γВ-гидростатического столба воды γГСДавление, МПа: -в газовых скважинах и газовой части газожид-костных скважин при окончании эксплуатации

Рmin

-гидравлического разрыва пластов на глубине Z PГР

-избыточное внутреннее на устье в период вво-да в эксплуатацию (в хорошо изученных рай-онах исходные значения РвУ принимают по ре-зультатам промысловых испытаний)

РвУ

-внутреннее на глубине Z РвZ

-наружное на глубине Z PнZ

-внутреннее избыточное на глубине Z РвиZ

-наружное избыточное на глубине Z РниZ

-критическое избыточное наружное, при котором напряжения в теле трубы достигают предела текучести

Ркр

Определения Обозна-

чение ве-личины

-избыточное внутреннее, по котором напряже-ния в теле трубы достигают предела текучести

Рт

-пластовое на глубине Z РплZ

-пластовое на глубине L′ РплL′

-потери давления на трение при движении жид-кости в колонне

Рп

-давление насыщения-минимальное давление, при котором газовая фаза находится в жидко-сти пласта только в растворенном состоянии

Рнас

-дополнительное давление (репрессия) для обеспечения выхода жидкости из колонны при закачке

∆Р

Вес колонны,кН: -1 м i-й секции (теоретический) в воздухе qi

-i-й секции Qi

-общий вес подобранных секций Q Страгивающая осевая нагрузка, кН PCT

Допустимая осевая нагрузка, кН [P] Температура газа, °С (К): -на устье скважины Tу -на забое скважины Та -средняя Тср Коэффициент сжимаемости («Инструкция по исследованию газовых скважин».-.:Недра,1974)

Коэффициент запаса прочности при расчете на наружное избыточное давление

Коэффициент запаса прочности при расчете на внутреннее избыточное давление

Коэффициент запаса прочности при расчете на растяжение

Коэффициент запаса прочности на растяжение в клиновом захвате

2.РАСЧЕТ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБСАДНЫХ КОЛОНН ДЛЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

Внутреннее давление

2.1.Внутреннее давление определяют для процессов,

в течение которых оно достигает максимальных и мини-мальных значений (испытание на герметичность, опробо-вание, эксплуатация и ремонт скважин).

Максимальные значения рабочих внутренних давле-ний характерны для периода ввода скважин в эксплуатацию (при закрытом устье) или периода нагнетания в скважины жидкостей для интенсификации добычи (например, при гидроразрывах).

Минимальные внутренние давления характерны для окончания эксплуатации скважин, для случая полного за-мещения жидкости в скважине пластовым флюидом при от-крытом фонтанировании, для процесса испытания колонн на герметичность снижением уровня.

2.2.При расчете колонн нефтяных скважин внутреннее давление в период ввода в эксплуатацию при закрытом устье [(рис.1,а) РУ >0] определяют по формуле

РвZ=РплL-10-6⋅γВ (L-Z) при 0≤Z≤L (2.1)

Если давление насыщения нефти газом меньше ра-

бочего давления на устье скважины при его закрытии, то в расчетах учитывается значение γВ для пластовых условий.

Расчет колонн нефтяных скважин при вызове притока, испытании на герметичность снижением уровня и при окон-чании эксплуатации (рис 1, б, в) производят по формулам

РвZ=0 при 0≤Z≤Н (2.2) РвZ=10-6⋅γВ (Z-Н) при Н≤Z≤L Расчет колонн газонефтяных скважин на всех стадиях

эксплуатации производят по п.4.4. 2.3.Внутреннее давление в колонне на глубине Z при

выполнении работ, связанных с нагнетанием жидкости в скважину (интенсификация, гидроразрыв, ремонтные рабо-ты и др.) определяют по следующим формулам:

а.При отсутствии дополнительно спущенных труб и пакера (нагнетание непосредственно по колонне) (рис.2, а):

РвZ=PплL′+∆P-10-6⋅γВ (L′-Z) при 0≤Z≤L (2.3) Давление на устье при Z=0 РвZ=РвУ=PплL′+∆P-10-6⋅γВ⋅L′ (2.4) ∆P-дополнительное давление (репрессия), необходи-

мое для обеспечения выхода жидкости из колонны при за-качке, определяется опытным путем, выдается геологиче-ской службой.

б.При нагнетании жидкости через дополнительно спущенную колонну труб с пакером на глубине Ln≤L′ и Ln≤Lд (рис.2,б) внутреннее давление на глубине Z при Ln≤ Z ≤L также определяют по формуле (2.3).

в.Давление на устье дополнительной колонны РвУ вы-числяют по формуле (2.4).

г.Расчет внутренних давлений для газлифтных сква-жин в интервале от устья до глубины установки пускового клапана производится по максимальной величине пусково-го давления на устье РвУП.

Значение РвП принимается постоянным по всей рас-четной длине колонны.

РвZ=РвУП при 0≤Z≤Нпуск (2.5) Наружное давление 2.4.Наружное давление определяют для тех же про-

цессов, что и внутреннее давление. 2.5.В незацементированной зоне наружное давление

на колонну на участке от устья до уровня цемента в рас-творе определяют по формуле

РнZ=10-6⋅γВ⋅Z при 0≤Z≤h (2.6) 2.6.В зацементированной зоне после ожидания за-

твердения цемента (ОЗЦ) наружное давление в интервале, закрепленном предыдущей колонной, определяют по дав-лению составного столба бурового раствора и

гидростатического давления столба воды с удельным ве-сом γГС=1,1⋅104 Н/м3 по высоте цементного кольца [форму-лы (2.6) и (2.7)] (гидростатическое давление столба воды корректировать с учетом удельного веса воды каждого кон-кретного региона): РнZ = 10-6[γВh + γ ГС(Z – h)] при h≤Z≤LO (2.7)

2.7.В зацементированной зоне открытого ствола (рис.3) наружное давление на колонну после ОЗЦ опреде-ляют с учетом пластового горного давления, а при отсутст-вии их влияния – по п. 2.6.

РплL

γPh

РплО

Рис.3. Эпюра наружных давлений.

а). Расчет наружного давления в интервале пластов с известным пластовым давлением (рис.3) производят по формуле:

РнZ = РплZ (2.8) Пластовое давление для пластов мощностью до 200 м

определяют для середины пласта по формуле:

ПОДКРПЛ

РРР

+= (2.9)

где Ркр – пластовое давление на кровле пласта, МПа;

Рпод – пластовое давление на подошве пласта, МПа.

При наличии одного флюидосодержащего пласта рас-пределение давления на участке S1 – Lo считается линей-ным от Рн Lo до Рпл1 и определяется по формуле:

( 001

LZLSРР

РР ОНLПЛ

ОНLНZ −⋅−

−+= ) при LO ≤ Z ≤ S1 (2.10)

где S1 – расстояние от устья до середины ближайшего

к башмаку промежуточной колонны пласта с пластовым давлением Рпл1, определяемым по формуле (2.9;).

Рн Lo – определяют по формуле (2.7) при Z=Lo/ При наличии двух и более пластов распределение

давления между ними рассчитывают по формуле:

( )1()1(

)1()1( −

−

−− −⋅

−)−

+= iii

iПЛПЛiIПЛНZ SZ

SSРР

HР (2.11)

при S(I-1) ≤ Z ≤ S1, где I=2;3 … В пластах мощностью более 200 м наружное давле-

ние в интервале пласта распределяется между кровлей и подошвой по линейной закономерности.

Расчет наружного давления в интервале залегания парод, склонных к текучести. РнZ производят по горному давлению:

РнZ = 10-6γnZ (2.12) б). Расчет по формулам (2.8) и (2.9) производят для

интервала, равного мощности пласта, увеличенной на 100 м (по 50 м выше кровли и ниже подошвы пласта).

Расчет удельного веса горных пород γn производят со-гласно разделу 14.

2.8. Наружное давление по всей длине колонны, рас-считанное с учетом давления составного столба бурового и тампонажного растворов, определяют на момент конца продавливания тампонажного раствора по формулам:

РнZ = 10-6γРZ 0≤ Z ≤h (2.13) РнZ = 10-6 [γр h + γЦ(Z – h)] h≤ Z ≤L (2.14) Во всех случаях (п.п.2.5-2.8) наружное давление не

может быть меньше гидростатического давления столба воды с удельным весом γгс = 1,1⋅104 Н/м3.

Избыточное наружное давления 2.9 Избыточное наружное давление в общем случае

определяют как разность между наружным и внутренним давлениями:

РниZ = РнZ -РвZ (2.15) При этом РнZ и РвZ определяют для одного и того же

момента времени при окончании цементирования, при ис-пытании колонн на герметичность снижением уровня и при окончании эксплуатации.

2.10. В момент окончания цементирования РниZ = 10-6 (γР — γВ) Z при 0≤ Z ≤h (2.16) РниZ = 10-6 [(γЦ — γВ) Z — (γЦ — γР) h] при h≤ Z ≤L (2.17)

2.11. При испытании колонн на герметичность сниже-нием уровня избыточного наружного давление определяют по следующим :формулам:

а) в незацементированной зоне при h<H (Рис.1б) РниZ = 10-6 γР Z при 0≤ Z ≤h (2.18) при h >H (рис.1,в) РниZ = 10-6 γР Z при 0 ≤ Z ≤ H (2.19) РниZ =10-6 [γР 10-6 Z — γВ (Z – H) при H ≤ Z ≤ h (2.20) б) в зацементированной зоне: при h < H (рис.1,б) РниZ =РнZ при h≤ Z ≤H (2.21) РниZ =РнZ — 10-6 γв (Z — Н) при Н ≤ Z ≤ L (2.22) при h > H (рис.1,в) РниZ =РнZ — 10-6 γв (Z — Н) при h≤ Z ≤ L (2.23) где РниZ определяют по формулам (2.7) – (2.12). 2.12. При освоении нефтяных скважин РниZ опреде-

ляют по формулам (2.18)-(2.20); в зацементированной зоне РниZ определяют по формулам (2.21) – (2.23), где РнZ вы-числяют по формулам (2.7) – (2.12) для начального момен-та эксплуатации.

2.13. В момент окончания эксплуатации в незацемен-тированной зоне скважин РниZ определяют по формулам (2.18) – (2.20), а в зацементированной зоне – по формулам (2.21) – (2.23).

2.14. Если наружное давление на колонну определяют

по давлению столба бурового раствора, то избыточное на-ружное давление вычисляют по формулам:

РниZ =10-6 γP Z при 0 ≤ Z ≤ H (2.24)

РниZ =10-6 [γPZ — γB(Z – H)] при Н ≤ Z ≤ L (2.25).

2.15. В интервале залегания пород, склонных к теку-чести, избыточное наружное давление находят по форму-ле:

РниZ =10-6 γп Z — РвZ , (2.25а)

где РвZ принимают минимальным из вычисленных по формулам п.п.2.1 – 2.3 для того же интервала Z, что и в п.2.7б.

При расчете колонн на избыточное наружное давле-ние принимают большие значения РниZ, полученные по п.п.2.10 – 2.15.

2.16. Для скважин с нормальными условиями бурения и эксплуатации избыточных наружных давлений в зацемен-тированной зоне производят по составному столбу бурово-го и цементного растворов с учетом разгрузки по формуле:

РниL = 10-6 [(γЦ -γВ)L – ( γЦ -γP)h + γВH](1-K), (2.26) где К- коэффициент разгрузки цементного кольца: для колонн диаметром 114-178 мм: К=0,25;

194-245 мм: К=0,30; 273-324 мм: К=0,35; 340 и более К=0,40.

Примечание. Для зацементированных интервалов, обсаженных предыдущей колонной, для всех категорий скважин по усмотрению руководства допускается произво-дить расчет давлений по п. 2.16.

Избыточное внутреннее давление 2.17. Избыточное внутреннее давление в общем слу-

чае определяют как разность между внутренним и наруж-ным давлениями, установленными для одного и того же

момента времени: РвиZ = Р′вZ — РнZ (2.27) где Р′вZ – внутреннее давление при испытании колон-

ны на герметичность; РнZ – наружное давление, определяемое по форму-

лам 2.5-2.8 [расчет по формуле (2.12) с учетом горного давления не производится].

Расчет колонны по внутреннему избыточному давле-нию производят для двух случаев испытания колонн на герметичность: в один прием без пакера; в два или не-сколько приемов с установкой пакера.

2.18. При испытании колонны в один прием без пакера Р′вZ = 1,1РвУ +10-6 γЖ Z, (2.28) где РвУ вычисляют с учетом максимальных значений

по формулам п.п.2.1-2.3 (РвУ= РвZ при Z=0). Значение РнZ определяют по формулам п.п. 2.5-2.8. Расчетные формулы для определения избыточного

внутреннего давления приведены ниже. А. Расчет колонн в незацементированной зоне (0 ≤ Z ≤

h) производится по формулам: РвиZ = 1,1РвУ – 10-6 (γР — γЖ)Z при 1,1РвУ>Роп (2.29) РвиZ = Роп – 0,1(γР — γЖ)Z при 1,1РвУ<Роп (2.30) где Роп – минимально допустимое внутреннее давле-

ние при испытании на герметичность (табл.2.1). Б. Расчет колонн в зацементированной зоне произво-

дят по формуле(2.27). При использовании формулы (2.10)

( )⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡−

−

−+−+= −

001

010

6101,1 LZLSРР

РZРР НLПЛНLЖУВZВИ γ

(2.31) S1 – Lo при LO ≤ Z ≤S1, где ; РнLo и Рпл1 определяют по формулам (2.8) и (2.9).

При использовании формулы (2.11)

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡−

−

−+−+= −

−

−− )(101,1 )1(

)1(

)1()1(

шПЛIПЛiПЛЖУВZВИ SZ

SSРР

РZРР γ

(2.32) при S(i-1) ≤ Z ≤ Si , где i=2; 3… Если значение 1,1 Рву окажется меньше значений Роп,

указанных в табл.2.1, то расчет РвиZ проводят по формулам (2.31) и (2.32), подставляя вместо 1.1 Рву значение Роп из табл. 2.1.

Таблица 2.1

Минимально необходимое избыточное внутреннее

устьевое давление при испытании на герметичность Роп

Наружный диаметр колонны, мм

Значение Роп, Мпа

114…127 150 140…146 125

168 115 178…194 95 219…245 90 273…351 75 377…508 65

2.19.При испытании колонны с пакером Р′вZ в формуле (2.270 определяют следующим образом:

Р′вZ = 1.1 РвZ , (2.33)

где РвZ берется по наибольшему значению, определенно-му по формулам п.п.2.1-2.3. При этом минимально необходимое давление на устье обсадной колонны при испытании на герме-тичность любой ее

секции с верхней границей на глубине Z определяют из выра-жения

Ропу =Р′вZ -10-6 γЖ Z Значение РвиZ рассчитывают как разность Р′вZ и РнZ (по

п.2.18). 2.20. Для скважин с нормальными условиями бурения и

эксплуатации расчет избыточных внутренних давлений в заце-ментированной зоне производят по составному столбу бурового и цементного растворов с учетом разгрузки по формуле

РвиL ={1,1РвУ – 10-6 [(γЦ -γж)L – ( γЦ -γP)h]}(1-K), (2.34) где К – коэффициент разгрузки цементного кольца (см. п.

2.16). Примечание. Для зацементированных интервалов, обса-

женных предыдущей колонной, для всех категорий скважин по усмотрению руководства АО допускается производить расчет давлений по п.2.20.

2.21. Если при спуске и цементировании в предыдущей колонне может быть обеспечено цементирование расчетной ко-лонны и качественное замещение бурового раствора цемент-ным, расчет на внутреннее избыточное давление производят как для составной крепи , состоящей только из двух колонн, не-зависимо от того, сколько колонн зацементировано в скважине:

РвиZ =(Рв-Ро)/(1+0,8)D1

2δ22/D2

2δ12 ) (2.35)

где Рв – внутреннее давление в рассчитываемой обсадной

колонне, МПа; Ро – наружное гидростатическое давление для рассчиты-

ваемой колонны, МПа; Ро=10-6 γВ Z (γВ принимают за 1,0⋅104 Н/м3);

D,δ — наружный диаметр и толщина стенки рассчитывае-мой (D1,δ1) и предыдущей (D2,δ2) колонны, мм.

Осевая нагрузка от собственного веса 2.22. Осевую нагрузку от собственного веса определяют с

учетом теоретического веса спущенной колонны в воздухе (кН):

∑=n

ii qlQ1

, (2.36)

где n – число секций обсадных колонн. Прочность труб. Коэффициенты запаса прочности 2.23.Сопротивляемость труб избыточному наружному дав-

лению характеризуется критическим давлением, при котором наибольшее напряжение достигает предела текучести мате-риала труб.

Критическое давление определяют по формуле Саркисо-ва.

};4)2

31(

31({1,1

320

рMIN

MINрMINКР

ЕККеЕК

КеЕККР

ρσρ

ρσ

ρρσ

−⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡++−

−++=

(2.37)

Кmin=δmin/D; Ko-δo/D где D – наружный диаметр труб, мм;

σp – предел пропорциональности, который принимают равным пределу текучести материала труб, МПа;

E – модуль упругости, равный 2,1 105, МПа; е – овальность (наибольшие расчетные значения ее

приведены в табл.2.2); δmin;δo – расчетные толщины стенок (мм), которые опреде-

ляют по формулам δmin =0,875δ; δo=0,905δ; (для труб по ГОСТ 632-80 исполнения Б с допуском по весу – 6,5%) и δo=0,918δ (для труб по ГОСТ 632-80 исполнения А с допуском по весу – 3,5%);

δ — номинальная толщина стенки трубы, мм; ρ = δo/δmin=1,034 (трубы исполнения Б); ρ = 1,049 (трубы исполнения А).

Таблица 2.2

Наибольшие расчетные значения овальности

Овальность Диаметры труб, мм Исполнение А Исполнение Б До 245

От 273 до

508

0,0075 —

0,010

0,015

В прил 2 приведены значения Ркр, подсчитанные по фор-

муле (2.37). 2.24.Критическое давление для труб с учетом растяги-

вающих нагрузок при двухосном нагружении определяют из за-висимости

Р′кр=Ркр (1-0,3Q/Qт), (2.38) где Ркр – критическое давление по формуле (2.37) без

учета растяжения; Q – осевая растягивающая нагрузка на трубу; Qт — растягивающая нагрузка, при которой напряжение в

теле трубы достигает предела текучести (прил. 3). 2.25. Избыточное наружное давление РниZ для труб рас-

считываемой секции не должно превышать допустимого: РниZ ≤ Ркр/n1 (2.39) где n1 – коэффициент запаса прочности. Для секций, на-

ходящихся в пределах эксплуатационного объекта n1 = 1,0-1,30 (в зависимости от устойчивости коллекторов), для остальных секций – 1,0.

Ркр; Ркр – критические давления, определяемые по фор-

мулам (2.37) и (2.38).

2.26.Избыточное внутреннее давление, при котором напря-жение в трубах достигают предела текучести, определяют по формуле:

875,0D

Р ТТ

δσ= (2.40)

где 0,875 – коэффициент, учитывающий отклонение тол-

щины стенки (по ГОСТ 632-80). Значения Рт, определенные по формуле (2.40), приведены

в прил.4. Избыточное внутреннее давление, определенное по фор-

муле (2.27) не должно превышать допустимого: РвиZ ≤ Рт/n2 (2.41) где n2 – коэффициент запаса прочности (табл.2.3).

Таблица 2.3

Коэффициенты запаса прочности на внутреннее давление

Коэффициент запаса прчности,n2Диаметр труб,

мм Исполнение А Исполнение Б 114…219 1,15 1,15 Свыше 219 1,15 1,45

2.27.Расчет на растяжение колонн из труб с резьбой тре-

угольного профиля (ГОСТ 632-80) производят по формуле Яковлева-Шумилова, определяющей страгивающую нагрузку, при которой в наиболее опасном

сечении резьбового соединения напряжения достигают предела текучести:

)(2

10 3

ϕαη

σπ

⋅=

−

ctglDbD

РC

TCСТ (2.42)

где Dc – средний диаметр сечения по впадине первого полного витка резьбы (в основной плоскости), мм;

Dc=D-2h-b D – номинальный наружный диаметр, мм; H – глубина резьбы, мм; B – толщина стенки трубы по впадине того же витка, мм; L – длина резьбы с полным профилем (до основной плос-

кости), мм; α — угол между опорной поверхностью резьбы и осью тру-

бы, равный 60°; ϕ — угол трения, принимаемый в расчетах равным 7°; η — коэффициент разгрузки, η=b/(b+δ); σT – предел текучести материала труб. МПа. Численные значения Рст приведены в прил.5. Вес колонны Q, определенный по формуле (2.36), не дол-

жен превышать допустимого (Q≤[P]), где [P] = Рст/n3, n3 – коэффициент запаса прочности (табл.2.4). В случае, если была запроектирована вертикальная сква-

жина, а после бурения в ней установлены участки с искривле-нием ствола, перед спуском следует проверить расчетом соот-ветствие прочности колонны требованием раздела 8.

2.28.Расчет на растяжение колонн труб с резьбой трапе-цеидального профиля (ОТТМ, ОТТГ, ТБО по ГОСТ 632-80) про-изводят по разрушающей нагрузке, наименьшей из подсчитан-ных, исходя из условия разрушения по телу трубы в опасном сечении, условия выхода резьбы из сопряжения вследствие уменьшения поперечных размеров трубы от удлинения при рас-тяжении и условия разрушения по муфтовой части соединения в опасном сечении (по данным ВНИИБТ).

Таблица 2.4

Коэффициенты запаса прочности на растяжение

Диаметр труб,

мм Длина колонны, м Коэффициент за-

паса прочности в вертикальной скважине n3

До 3000 1,15 114…168 Свыше 3000 1,3 До 1500 1,3 178…219

Свыше 1500 1,45

Разрушающую нагрузку по телу трубы в опасном сечении определяют по формуле

Рраз.т = 0,785 [(D – 0,022)2– (D — 2δ)2] σBmin (2.43) Разрушающую нагрузку при выходе резьбы из сопряжения

рассчитывают по формуле

⎥⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢⎢

⎣

⎡

−−−

∆+−=

)(2

11..

βϕµµσδπ

tgldhEE

РC

CTMINВЫРРАЗ

(2.44). Разрушающую нагрузку по муфтовой части соединения в

опасном сечении определяют по формуле Рраз.м = 0,785 [(DM

2– dP2)] σBmin (2.45)

Для колонн, составленных из труб ОГ с толщиной стенки

до 10 мм включительно, разрушающую нагрузку определяют, исходя из прочности ниппельной части по формуле Рраз.н = 0,785 [(D–0,09)2 -[(D–2δ)2 ] σBmin (2.46)

Для труб ОГ с толщиной стенки 11 мм и более разрушаю-щую нагрузку определяют, исходя из прочности муфтовой части по формуле

Рраз.м = 0,785 [D2–(D–1,19)2 ] σBmin (2.47) В формулах (2.43) – (2.47) приняты следующие условные

обозначения: D –наружный диаметр трубы. Мм; δ — толщина стенки, мм; σBmin – наименьший предел прочности при растяжении,

МПа (см. ГОСТ 632-80); σTmin- наименьший предел текучести при растяжении, МПа

(см. ГОСТ 632-80); h1 – высота профиля резьбы, равная 1,6 мм; dc – средний диаметр тела трубы в опасном сечении, мм:

),2

( 1hDdC +−= δ

∆ — диаметральный натяг свинченного соединения, мм; E1 – модуль упрочнения, принимаемый равным 4900 МПа

для стали группы прочности Д. 3430 МПа для стали группы прочности К и Е, 2450 МПа для стали групп прочности Л и М;

H – рабочая высота профиля резьбы, равная 1,2 мм; µ1 – коэффициент Пуассона для пластической области,

равный 0,5; ϕ — угол трения, принимаемый равным 11°; β — угол наклона стороны профиля, равный 3°; l – длина резьбы, находящейся в сопряжении, равная L-14

мм; Dм – наружный диаметр муфты, мм; dp – наружный диаметр резьбы муфты в опасном сечении,

равный dp = D – 0,0125 – ln/16, мм; ln – длина наружной резьбы с полным профилем, мм. Допустимые значения растягивающей нагрузки [Р] опре-

деляют по формуле [P]⋅= Рраз /n3,

где Рраз. – разрушающая нагрузка, вычисленная по при-

веденным формулам; n3 = 1,75. Значения [P] для соединений с трапецеидальными резь-

бами по ГОСТ 632-80 приведены в прил.6,7,8. При расчетах со-блюдено следующее условие: допустимая нагрузка не превы-шает 80% (n3 = 1,25) от нагрузки, при которой напряжения в теле гладкой части трубы достигают предела текучести.

При определении допустимых нагрузок для труб с резьбой трапецеидального профиля по ГОСТ 632-80 исполнения Б ко-эффициент запаса прочности принимается равным 1,8, при этом допустимая нагрузка на тело гладкой части трубы не должна превышать 77% (n3 = 1,3) от нагрузки, при которой на-пряжения достигают предела текучести (прил.9-11).

2.29. Значение осевой растягивающей нагрузки, при кото-рой напряжение в теле трубы, закрепленной в клиновом захва-те, доходит до предела текучести, определяют по формуле

)(41

103

ϕα

χσ

+⋅+

⋅=

tgld

FР

СР

ТК (2.48)

F – площадь сечения трубы, м2; σT– предел текучести материала трубы, МПа; dср – средний диаметр трубы, мм; l – длина плашек клина, мм; α — угол уклона клина [α=9°27′15″ (уклон 1:6)]; ϕ — коэффициент трения (ϕ=0,2); χ — коэффициент охвата трубы плашками (0,7 ≤ χ ≤ 1,0), χ определяется в зависимости от типа клинового захвата: χ=γ m / 2π; γ — угол охвата трубы плашками одного клина (γ ≥ 60°); m – число клиньев. Вес колонны Q, определенный по формуле (2.36), не дол-

жен превышать допустимого {Q ≤ [Р], где [Р]=Рк/n4, n4 – коэф-фициент запаса прочности, равный 1,3; Рк определяют по фор-муле (2.48).

2.30. При спуске обсадных колонн по частям (секциями) за длину колонны принимают длину части (секции).

Порядок выбора конструкций эксплуатационных обсадных колонн∗.

2.31.На основании исходных данных выбирают расчетную

схему по рис.1 или 2 и определяют значения избыточных на-ружных и внутренних давлений на устье скважины и на глубинах H, h, LO, L, и Si (см. рис.3).

Давления в этих интервалах рассчитывают по формулам (2.16) – (2.25а), (2.29) – (2.32) и определяют с помощью эпюр, построенных по значениям избыточных давлений.

Распределение давления в расчетных интервалах прини-мают линейным.

2.32.Эпюры избыточных наружных давлений РниZ строят в такой последовательности:

1.Определяют избыточные наружные давления по п.п. 2.10 – 2.14Z на глубинах H, h, LO, Si и L.

2.Строят эпюры наружных избыточных давлений для зна-чений по п.п. 2.10 – 2.14; при построении эпюры для глубин H, h, LO, Si и L откладывают в принятом масштабе значения РниZ и полученные точки последовательно соединяют между собой прямолинейными отрезками (рис.4).

3.При помощи пласта свыше 200 м (при расчетах по пла-стовому давлению) дополнительно определяют значения РниZ для глубин, отвечающих кровле и подошве пластов, с отраже-нием на эпюрах.

4.В районах с проявлением горного давления дополни-тельно определяют значения РниZ (п.2.15) для глубин кровли и подошвы пласта с отражением на эпюрах.

5.По построенным эпюрам для расчета колонн выбирают наибольшие значения РниZ для вышеуказанных глубин и строят обобщенную эпюру.

2.33.Эпюры избыточных внутренних давлений строят ана-логично п.2.32.

________________________________ ∗Приводится порядок выбора конструкций обсадных колонн, состоящих из одной части.

РПЛ

РНИLo

L 0

РНИп

РНИн

γp

L=S 1

При испытании колонн на герметичность в один прием без пакера расчет РниZ производят по формулам (2.29) – (2.32).

При испытании на герметичность с пакером расчет произ-водят в соответствии с п. 2.19.

2.34.Расчет обсадной колонны производят в такой после-довательности:

1. Строят эпюры избыточных наружных и избыточных внутренних давлений при испытании колонны на герметичность в один прием без пакера (пп.2.32, 2.33).

2.Определив запас прочности n1 по п.2.25 на наружное из-быточное давление для 1-ой снизу секции колонны, вычисляют произведение n1⋅РниZ и в соответствии с прил.2 подбирают тру-бы с Ркр > n1⋅РниZ, начиная с труб наименьшей группы прочно-сти Д. Если трубы группы прочности Д не удовлетворяют усло-вию прочности, то переходят к трубам более высокой группы прочности.

Для выбранных труб определяют запас прочности на внутреннее избыточное давление n2 на глубине кровли эксплуа-тационного объекта мощностью l1 . Если найденный запас проч-ности окажется меньше допустимого, то подбор труб этой сек-ции производят по избыточному внутреннему давлению по формуле (2.41).

3.По эпюре определяют наружное избыточное давление на верхнем конце 1-й секции (на глубине L1), а по прил.2 подби-рают трубы с Ркр, равным или близким по значению (в большую сторону) давлению на глубине L1, из которых и составляют 2-ю секцию.

4.Определяют значение Р′кр для труб 2-ой секции по формуле (2.38) для условий двухосного нагружения с учетом влияния растягивающих нагрузок от веса 1-ой секции длиной l1 .

Для полученного значения Р′кр по эпюре определяют уточненную глубину спуска 2-ой секции L′1(L′1.< L1 ) и уточнен-ную длину 1-ой секции l′1=L-L′1.

Определяют вес 1-ой секции Q′1 с помощью прил.12. 5.Для определения длины 2-й секции необходимо выбрать

трубы для 3-й секциис меньшей по сравнению со 2-ой секцией прочностью отыскать по прил.2 соответствующее им Ркр, а по эпюре найти глубину L2, на которой расчетное наружное избы-точное давление будет равно найденному значению.

Длина 2-й секции из условия одноосного нагружения l2=L1-L2, вес секции Q2 определяют с помощью прил.12.

6.Определяют величину Р′кр для труб 3-ей секции по формуе (2.38) для условий двухосного нагружения с учетом влияния растягивающих нагрузок от веса 1-ой и 2-ой секции (Q′1 + Q2 ).

Для полученного значения Р′кр по эпюре определяют уточненную глубину спуска 3-ей секции L′2(L′2.< L2 ) и длину l′2=L′1-L′2.

Определяют вес секции Q′2 . Далее производят расчет на внутреннее избыточное дав-

ление для верхней трубы 2-й секции. Если запас прочности n2=Pт/РвиZ окажется недостаточным, то длину 2-й секции опре-деляют из расчета на внутреннее давление.

Для этого определяют допустимое внутреннее давление для труб этой секции, равное Рт / n2 и по эпюре, построенной в со-ответствии с п.2.32, устанавливают глубину L′2 верхней грани-цы секции.

Определяют окончательно вес 2-й секции Q′2. 7.Для определения длины 3-й секции необходимо выбрать

трубы 4-й секции, отыскать по прил.2 соответствующее им Ркр, а по эпюре найти глубину L3, на которой расчетное давление равно найденному.

Длина 3-ей секции из условия одноосного нагружения равна l3=L′2-L3 .Определяют вес секции Q′3.

8.Определяют величину Р′кр для труб 4-ой секции по формуе (2.38) для условий двухосного нагружения с учетом влияния растягивающих нагрузок от веса 1-ой, 2-ой и 3-ей сек-ций.

Для полученного значения Р′кр по эпюре определяют уточненную глубину спуска 4-ой секции L′3(L′3 < L3 ) и длину l′3=L′2-L′3.

Определяют вес секции Q′3 . Производят проверочный расчет 3-ей секции на внутрен-

нее давление аналогично п. 2.34.6. 9.Аналогично подбирают последующие секции колонны.

При этом одновременно определяют общий вес всех уже по-добранных секций и каждый раз проверяют условие Q′ ≤ [P], где [P] – допустимая осевая нагрузка для труб последней секции, кН.

Для труб с резьбой треугольного профиля (п.2.27) допус-каемая нагрузка

[P] = Рст / n3. Для труб с резьбой трапецеидального профиля (п.2.28)

значения допустимых нагрузок [P] приведены в прил.7-11. 10.Если Q1 окажется близким к [P], длину последней сек-

ции, для которой толщина стенки подобрана из условия внеш-него и внутреннего давления, определяют из расчета на растя-жение по формуле

li = ([P] – Q) / qi (2.49) 11.Секция li разграничивает обе части колонн, поэтому по-

следующие секции подбирают расчетом на растяжение из бо-лее прочных труб, для которых значение [P] определяют по прил.6, а затем по формуле (2.49) вычисляют допустимую дли-ну 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 прове-ряют на избыточное внутреннее давление, аналогично п.2.34. подпункту 6, а при необходимости – на наружное давление.

2.35. Если интервал эксплуатационного объекта имеет большую длину, то в нем устанавливают несколько секций. Вы-брав запас прочности n1, определяют произведение n1⋅РниL и в соответствии с прил.2 родбирают трубы для 1-ой секции, для которых Ркр ≥ n1⋅РниL.

Чтобы определить длину 1-ой секции, необходимо вы-брать трубы для 2-ой секции (по самому близкому из меньших значений Ркр), на эпюре найти глубину L1, на которой РниL = Ркр / n1 . Верхней границей 1-ой секции будет L1, тогда длина l1=L1 — L.

Полученную длину уточняют с учетом двухосного нагру-жения. По формуле (2.38) определяют значение Р′кр с учетом влияния растягивающих нагрузок от веса 1-ой секции длиной l1. Для полученного значения Р′кр по эпюре определяют уточнен-ную глубину спуска 2-ой секции L′1 и уточненную длину l′1=L — L′1.

Аналогично подбирают трубы для последующих секций, пока не перекроют весь интервал эксплуатационного объекта.

Последнюю в этом интервале секцию устанавливают до верхней границы эксплуатационного объекта, а подбор труб для последующих секций производят для n1 = 1,0 в соответствии с п. 2.34.

2.36.При подборе труб для секций обсадных колонн. Ис-пытываемых на герметичность с установкой пакера, дополни-тельно строят эпюру избыточных внутренних давлений в соот-ветствии с п.2.33.

Расчет колонн производят по методике, изложенной в п. 2.34.

Место установки пакера и давление на устье при испыта-нии определяются согласно инструкции по испытанию обсадных колонн на герметичность.

2.37. Выбор типа и конструкции резьбового соединения, соответствующих эксплуатационным нагрузкам, производится с учетом раздела 15 настоящего РД.

3.РАСЧЕТ ПРОМЕЖУТОЧНЫХ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

ДЛЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН Внутреннее давление 3.1.Максимальное внутреннее рабочее давление для рас-

чета на прочность колонн, несущих на себе противовыбросовое оборудование (ПВО), определяют с учетом наибольшего из давлений, которые могут

возникнуть при бурении под следующую за рассчитывае-мой колонну в случаях газонефтеводопроявлений, выбро-сов и открытого фонтанирования после закрытия устья скважины(из условия полного замещения промывочной жидкости пластовым флюидом); давлений, которые могут возникнуть под воздействием гидростатического столба бу-рового раствора, имеющего максимальный удельный вес, или тампонажного раствора, поднятого до устья при цемен-тировании следующей за рассчитываемой колонны.

Для промежуточных колонн, на которых установлено противовыбросовое оборудование. Максимальное внутрен-нее давление на устье. Рассчитанное из условия проявле-ния. Увеличивается на величину ∆Р; ∆Р – дополнительное давление на устье, необходимое для ликвидации проявления, указанное в проекте на основе промысловых данных.

3.2.При нефтеводопроявлениях максимальное внут-реннее давление при закрытом устье [РУ > 0 (Рис.5а)] во время ликвидации открытого фонтанирования определяют из условия полного замещения промывочной жидкости пла-стовым флюидом по формуле

РвZ = Рплl – 10-6 γВ (l – Z) при 0 ≤ Z ≤ L (3.1) РвZ = РвУ при Z=0 Значение γВ принимают по среднему удельному весу

пластовых флюидов во вскрытом разрезе. Значение l и Рпл принимают по кровле пласта с уче-

том наибольшего градиента пластового давления. 3.3.При газонефтеводопроявлениях (рис.5.в) расчет

РB Zпроизводят по формулам п.4.4, причем в формулах за-меняют L на l.

3.4.При бурении под следующую за рассчитываемой колонну с применением утяжеленного раствора (отсутству-ют поглощения, проявления) [РУ=0 (Рис.5,а)] максимальное внутреннее гидростатическое давление определяют по формуле

РвZ = 10-6 γВ Z при 0 ≤ Z ≤ L (3.2) 3.5 .При цементировании последующей за рассчиты-

ваемой колонны максимальное внутреннее давление на рассчитываемую колонну определяют в интервале от 0 до L по гидростатическому давлению составного столба

бурового и тампонажного растворов. 3.6.За минимальное значение внутреннего давления в

рассчитываемой колонне (производится расчет на проч-ность при наружном давлении) при бурении под следую-щую колонну принимается наименьшее из значений давле-ние, которое может возникнуть при поглощениях бурового раствора или газонефтеводопроявлениях при открытом устье.

3.7.При возможном поглощении расчет внутреннего давления производят с учетом частичного опорожнения ко-лонны [РВУ =0 (рис.5,г)] по формулам

РВZ = 0 при 0 ≤ Z ≤ H (3.3) РВZ = 10-6 γВ (Z – H) при Н ≤ Z ≤ L (3.4) Для двух-трех первых разведочных скважин при от-

сутствии достоверных исходных данных допустимо при расчете учитывать опорожнение колонны не более чем на 30-40%, то есть принимать Н=0,3…0,4L.

3.8. В случае возможного нефтеводопроявления сква-жины при открытом устье [РВУ =0 (рис.5,а)] (в случае пере-лива)

РВZ = 10-6 γВ Z при 0 ≤ Z ≤ L (3.5) где γВ принимают по п.3.2. При возможном газонефтеводопроявлении внутрен-

нее давление определяют по формулам раздела 5. 3.9. При бурении под следующую за рассчитываемой

колонну буровым раствором с удельным весом ниже γР (γВ < γР), если отсутствуют поглощения и проявления, то внут-реннее давление в рассчитываемой колонне определяют по формуле (3.2).

3.10. Для промежуточных обсадных колонн и кондук-торов, на которых при бурении под следующую колонну не предусматривается установка противовыбросового обору-дования (отсутствуют газонефтеводопроявления), макси-мальное внутреннее давление принимается наибольшим из рассчитанных по пп.3.4-3.5, а минимальное внутреннее давление – наименьшим из рассчитанных по пп.3.7-3.9.

Наружное давление 3.11. Наружное давление для промежуточных обсад-

ных колонн определяют по тем же формулам и методике, что и для эксплуатационных колонн (п.п.2.4-2.8).

Избыточное наружное давление 2.13. Избыточное наружное давление в общем случае

определяют как максимальную разность между наружным РНZ и внутренним РВZ давлениями, рассчитанными для од-ного и того же момента времени по формулам пп.2.4-2.8 и п.3.1-3.10 и по п.2.16

РНИZ = РНZ — РВZ (3.6) 3.13. Минимальное значение внутреннего давления

РВZ определяют по п.п.3.7-3.9. 3.14. Для расчета колонн на избыточное наружное

давление принимают наибольшее значение РНZ п.3.11. 3.15. Если удельный вес испытательной жидкости γж

окажется меньше γв, то расчет по п.3.13 необходимо произ-водить с заменой γв на γж.

Избыточное внутреннее давление 3.16.В общем случае избыточное внутреннее давле-

ние на промежуточную обсадную колонну определяют как максимальную разность между внутренним РВ’Z и наружным РНZ давлениями для одного и того же периода времени, рассчитанными по формулам п.3.1-3.10 и 2.5-2.8 и п.п.2.20, 2.21.

РВИZ = РВ’Z — PНZ (3.7) 3.17.Расчет максимальных избыточных внутренних

давлений производят по максимальным значениям внут-реннего давления и соответствующего наружного давле-ния.

Избыточные внутренние давления рассчитывают, как и для эксплуатационных колонн, по формулам п.п.2.17 – 2.21, при этом значения Рву определяют по формулам п.п.3.1 – 3.10 (Рву = Рвz при Z=0).

Удельный вес испытательной жидкости γж не должен превышать удельного веса бурового раствора, который применялся при окончании бурения под рассчитываемую колонну.

Осевая нагрузка от собственного веса 3.18.Осевую растягивающую нагрузку от собственного

веса промежуточной обсадной колонны определяют с уче-том теоретического веса спущенной колонны (п.2.22).

Прочность труб. Коэффициенты запаса прочности 3.19. Формулы для определения сопротивляемости

труб действию избыточного наружного и внутреннего дав-лений и собственного веса приведены в пп.2.23-2.30.

3.20. Расчет промежуточных колонн на наружное из-быточное давление производят при коэффициенте запаса прочности n1= 1,0.

Расчет на внутреннее избыточное давление произво-дят при коэффициентах запаса прочности согласно п. 2.26 настоящей инструкции.

Расчет колонн из труб по ГОСТ 632-80 с резьбой тре-угольного профиля на растягивающую нагрузку производят по формуле (2.42) с учетом коэффициента запаса прочно-сти n3 в зависимости от диаметра труб (табл.3.1).

Таблица 3.1

Коэффициенты запаса прочности на растяжение

Диаметр трубы,

мм Длина колонны, м Коэффициент

запаса прочности в вертикальной скважине n3

114…168 До 3000 Свыше 3000

1,15 1,3

178…245 До 1500 Свыше 1500

1,3 1,45

273…324 До 1500 Свыше 1500

1,45 1.6

Свыше 324 До 1500 Свыше 1500

1,6 1,75

Допустимые нагрузки на растяжение [P] для колонн из труб по ГОСТ 632-80 с трапецеидальной резьбой приведе-ны в прил. 6-11 и определены согласно п.2.28.

3.21.Расчет труб в клиновом захвате производит по формуле (2.48) согласно п.2.29.

3.22.При спуске обсадных колонн частями за длину колонны принимают длину части.

Порядок расчета и выбора промежуточных обсадных

колонн 3.23.Порядок расчета колонн, находящихся под дей-

ствием наружного и внутреннего избыточных давлений и растяжения, аналогичен приведенному в пп.2.31-2.37.

3.24.Эпюры избыточных давлений строят по данным пп.3.12-3.14, пп.3.16-3.17.

3.25.При отсутствии наружного избыточного давления расчет производят по растягивающей нагрузке от собствен-ного веса и внутреннему избыточному давлению.

3.26.Если бурильная колонна работает в обсадной ко-лонне продолжительное время, то на участке возможного наибольшего износа необходимо увеличить толщину стенки обсадных труб на основании опытных данных или уточнить ее расчетным путем по региональным методикам.

Рекомендуется в целях предупреждения протирания колонн у устья устанавливать 20 м труб с максимальной толщиной стенки.

4.РАСЧЕТ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБСАДНЫХ

КОЛОНН ДЛЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН Внутреннее давление 4.1.Внутреннее давление определяют для тех же про-

цессов, что и пп.2.1-2.3. 4.2.При расчете колонн газовых скважин внутреннее

давление в период ввода скважин в эксплуатацию (Н=L) при закрытом устье (рис.1,г) определяют по формуле

РВZ = РПЛL / еS при 0 ≤ Z ≤ L (4.1)

еS =(2 + S)/(2 — S) (4.1а) где e – основание натурального логарифма;

;)(03415,0

СРmTZLS −

=γ

(4.1б)

Tcp = (Tу + Тз) / 2 (4.1в) Значения температуры приняты в К. Расчет значения S можно производить по упрощенной

формуле S = 10-4 γ (L – Z). (4.1г) Распределение давления по длине колонны допусти-

мо принимать линейным (по данным РВL и РВУ ):

,ZLРР

РР УВLВ

УВZВ

−+= (4.1д)

где РвУ , РвL определяются по формуле (4.1) соответ-ственно при Z=0 и Z= L.

При L ≤ 1000 м и РПЛL ≤ 10 МПа, а также при РПЛL ≤4,0

МПа и любом L допустимо считать, что внутреннее давле-ние по всей глубине скважины равно пластовому.

Для первых двух-трех разведочных скважин γ прини-мается равным 0,6.

4.3.При окончании эксплуатации (Н=L) за внутреннее давление РMIN принимают наименьшее устьевое и забойное давления (рис.1,г). Распределение давления РВZ по длине колонны считают линейным, давление РВZ определяют по формулам (4.1), (4.1д) в соответствии с пояснениями к ним.

4.4.При расчете колонн газонефтяных и газовых сква-жин, в которых при закрытом устье имеется одновременно столб нефти и газа (рис.1.д), на всех стадиях

эксплуатации внутреннее давление определяют по форму-лам

РВZ = РПЛL – 10-6 γВ ( L-Z ) при H ≤ Z ≤ L (4.2)

ВLПЛ

ZВ eHLР

Р)(10 6 −−

=− γ

при О ≤ Z ≤ Н (4.3)

где S определяют по формуле (4.1б) или (4.1г), под-

ставляя вместо L значение H. Значение Н при РНАС < РПЛL , т.е. при наличии в пласте

только нефти с растворенным газом, определяют по фор-муле

,10 6

НАСLПЛ PPLH

γ−

−−= (4.4)

где γВ принимается по удельному весу нефти в пласте. Если по формуле (4.4) получено отрицательное зна-

чение Н, то его принимают равным нулю и расчет произво-дят по формуле (4.2).

На участке от устья до глубины Н распределение дав-ления допустимо принимать линейным:

,ZНРР

РР УВНВ

УВZВ

−+= (4.5)

где РВУ и РВН определяют по формуле (4.2) соответст-венно при Z=0 и Z=Н.

При L ≤ 1000 м и РВН ≤ 10 МПа, а также при РВН ≤4,0

МПа и любых Н давление на участке от устья до глубины Н можно принимать постоянным и равным РВН.

При РНАС ≥ РПЛL принимают Н=L (колонна заполнена газом) и расчет внутреннего давления производят по пп.4.1-4.2.

4.5.В изученных районах допускается производить расчет внутренних давлений по фактическим промысловым значениям устьевого давления.

4.6.При работах, связанных с нагнетанием жидкости в скважину (интенсификация, гидроразрыв, ремонтные рабо-ты и др.), внутреннее давление в газовых скважинах опре-деляется по п.2.3 (как для нефтяных скважин).

4.7.Наружное давление в газовых скважинах опреде-ляют так же, как и наружное давление в нефтяных скважи-нах (пп.2.4-2.8).

Избыточное наружное давление 4.8. В общем случае избыточное наружное давление

определяют как разность между наружным и внутренним давлениями по пп.2.9-2.15.

При этом РВZ и РНZ определяют по формулам пп. 4.1-4.6 и 2.5-2.8.

4.9. Избыточное наружное давление в момент оконча-ния цементирования и при испытании колонн на герметич-ность снижением уровня определяют так же, как для неф-тяных скважин, соответственно по пп.2.10 и 2.11.

4.10. Избыточное наружное давление в интервалах действия горного давления определяют по п.1.15 и форму-ле (2.25а), в которой РВZ определяют по формулам пп.4.1-4.6.

4.11. Избыточное наружное давление в момент окон-чания эксплуатации определяют по формуле (2.15), прини-мая во внимание следующие положения:

-за РНZ принимаем максимальное значение из вычис-ленных по пп.2.5-2.7;

-РВZ берем равным РMIN для газовых скважин (рис.1г) по п.4.3;

-РВZ вычисляем для газовых и газонефтяных скважин, в которых при закрытом устье имеется одновременно столб жидкости и газа по п.4.4 при РВУ= РMIN и значении РПЛL на момент окончания эксплуатации.

4.12. Избыточное наружное давление для скважин с нормальными условиями бурения и эксплуатации в заце-ментированной зоне производят по составному столбу бу-рового и цементного растворов с учетом разгрузки по п.2.16, при этом в формуле (2.26) принимают γВ ⋅Н = РMIN, γВ =0.

4.13. Избыточное наружное давление определяют так же. Как и для нефтяных скважин. По пп.2.17-2.19 (горное давление в расчетах не учитывается), а тек же по пп.2.20 и 2.21.

Значения РВZ и РНZ определяют по формулам пп.4.1-4.6 и 2.1-2.3.

4.14. Осевую нагрузку от собственного веса опреде-ляют по п.2.22.

4.15.Прочность труб и коэффициенты запаса прочно-сти принимают по пп.2.23-2.30.

4.16.Выбор конструкций обсадных колонн производит-ся в соответствии с пп 2.31-2.37.

5.РАСЧЕТ ПРОМЕЖУТОЧНЫХ ОБСАДНЫХ КОЛОНН ДЛЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Внутреннее давление 5.1.При расчете на прочность колонн, несущих на се-

бе ПВО максимальное внутреннее рабочее давление опре-деляют с учетом наибольшего из давлений, которые могут возникнуть при бурении под следующую за рассчитывае-мой колонну при нефтегазопроявлениях, выбросах и откры-тых фонтанах после закрытия устья скважины (из условия полного замещения промывочной жидкости пластовым флюидом); под воздействием гидростатического давления бурового раствора, имеющего максимальный удельный вес или тампонажного раствора, поднятого до устья при цемен-тировании следующей за рассчитываемой колонны.

Для промежуточных колонн, на которых установлено противовыбросовое оборудование. Максимальное внутрен-нее давление на устье, рассчитанное из условия проявле-ния, увеличивается на величину ∆Р;

∆Р – дополнительное давление на устье, необходи-мое для ликвидации проявления, указанное в проекте на основе промысловых данных.

5.2.Максимальное внутреннее давление при закрытом

устье газовых скважин при полной замене бурового раство-ра газом [Ру > О (рис.5,б)] определяют по п.4.2, причем в формулах заменяют L на l, где l – расстояние от устья скважины до кровли проявляющего пласта.

5.3. Максимальное внутреннее гидростатическое дав-

ление на колонну при бурении под следующую за рассчи-тываемой колонну утяжеленным раствором (отсутствуют поглощения, проявления) [Ру >О (рис.5,а)], а также при цементировании последую-щей за рассчитываемой колонны определяют соответст-венно по пп.3.4, 3.5 (для нефтяных скважин).

5.4.За минимальное внутреннее давление в рассчи-тываемой колонне (при расчете ее прочности на наружное давление) при бурении под следующую колонну принимают наименьшее из значений давления, которое может возник-нуть при поглощениях бурового раствора или газонефтево-допроявлениях при открытом устье.

5.5.При возможном поглощении с частичным опорож-нением скважин, нефтеводопроявлении при открытом устье, при бурении под следующую колонну раствором с γВ <γР (при отсутствии поглощений и проявлений) внутреннее давление в рассчитываемой колонне определяют по пп.3.7- 3.9 (для нефтяных скважин).

5.6.Для газовых скважин (приоткрытом фонтанирова-нии газа или газожидкостной смеси) [Ру =О (рис.5,б)] может быть произведен проверочный расчет внутреннего давле-ния для значений О ≤ Z ≤ L в соответствии с «Инструкцией по комплексному исследованию газовых и газоконденсат-ных пластов и скважин» (М.: Недра, 1980)с учетом потерь давления на трение восходящего потока газа или газожид-костной смеси.

При отсутствии достоверных исходных данных для проведения расчетов по указанной методике допускается проводить расчет по формуле

ZlР

Р LПЛ

ZВ

6,0= при О ≤ Z ≤ L, (5.1)

где РПЛL – пластовое давление проявляющего пласта. 5.7.Расчет максимальных внутренних давлений в

промежуточных колоннах и кондукторах, на которых не ус-танавливается противовыбросовое оборудование, произ-водят по пп.3.10.

Наружное давление 5.8. Наружное давление определяют по тем же фор-

мулам и методике, что и для нефтяных скважин (пп.2.5-2.8). Избыточное наружное давление 5.9.Избыточное наружное давление определяют как

разность между наружным РНZ и внутренним РВZ давления-ми, рассчитанными для одного того же момента времени по формулам пп. 2.5-2.8; 5.4-5.6 и 2.16.

Избыточное внутреннее давление 5.10.в общем случае избыточное внутреннее давле-

ние определяют как разность между внутренним РВ′Z и РНZ давлениями, рассчитанными для одного и того же периода времени по формулам пп.5.1-5.3 и 5.7; 2.5-2.8 и пп. 2.20, 2.21.

Избыточные внутренние давления рассчитываются в соответствии с пп.2.17-2.21, при этом значения РВУ опреде-ляют по формулам пп.4.1-4.5 (РВУ=РВZ при Z=0).

Удельный вес испытательной жидкости γЖ не должен превышать удельного веса бурового раствора, который применялся при окончании бурения под рассчитываемую колонну.

5.11.Осевую нагрузку от собственного веса определя-ют по п.2.22.

5.12.Прочность труб и коэффициенты запаса прочно-сти принимают по пп.3.18-3.21.

5.13.Порядок расчета и выбора конструкций промежу-точных обсадных колонн регламентируется пп.3.22-3.24.

6. РАСЧЕТ ПОТАЙНЫХ КОЛОНН И КОЛОНН, СПУС-

КАЕМЫХ ЧАСТЯМИ Промежуточные потайные колонны 6.1. Избыточное наружное давление на промежуточ-

ную потайную колонну в момент окончания цементирования с подъемом тампонажного раствора по всей длине такой колонны рассчитывают по формуле

РниZ = 10-6 (γЦ — γВ) (Z -lo) при lo ≤ Z ≤ L (6.1) 6.2.В нормальных условиях бурения (отсутствуют по-

глощения, проявления, т.е. Н=0; РУ=0) после спуска и це-ментирования потайной колонны избыточное наружное давление в интервале глубин от башмака предыдущей ко-лонны LO до башмака потайной колонны L составляет

РниZ = РнZ -10-6 γВZ при Lo ≤ Z ≤ L (6.2) где РНZ — наибольшее из значений давления, опреде-

ленных по пп.2.4-2.7.

6.3. Избыточное наружное давление при возможном поглощении бурового раствора в процессе бурения (Lo > Н)

РНИZ = РНZ — 10-6 γВ (Z-Н) при LO ≤ Z ≤ L (6.3) где РНZ принимается таким же, как и в предыдущем

пункте. 6.4.Избыточное наружное давление при открытом

фонтанировании газовых и газонефтяных скважин следует определять как разность между наружным (наибольшим из значений, определенных по п.6.2) и внутренним давления-ми. Последнее подлежит расчету по «Инструкции по ком-плексному исследованию газовых и газоконденсатных пла-стов и скважин » (М.: Недра, 1980) с учетом потерь давле-ния на трение восходящего потока газа или газожидкостной смеси.

При отсутствии необходимых исходных данных допус-кается использовать формулу

ZlР

Р LПЛ

ZВ

6,0= при Lo ≤ Z ≤ L, (6.4)

где РНZ принимается таким же, как и в пункте 6.2. 6.5.В случае необходимости проведения испытания на

герметичность предыдущей колонны после установки це-ментного моста или пакера вблизи головы потайной колон-ны избыточное наружное давление определяют по форму-ле

РНИZ = РНZ — 10-6 γВ (Z -lO) при LO ≤ Z ≤ L (6.5) где РНZ принимается таким же, как и в пункте 6.2. 6.6.При испытании на герметичность в один прием без

пакера избыточное внутреннее давление для расчета по-тайной колонны на прочность определяют (для интервала от LO до L) как разность между внутренним РВZ и наружным РНZ давлениями по формуле

РВИZ =1,1РВLo + 10-6 γЖ (Z -lO) — РНZ при LO ≤ Z ≤ L (6.6)

За РВLo принимают максимальное из вычисленных по

пп.3.1-3.4 для нефтяных скважин и с учетом пп5.1-5.3 для газовых и газонефтяных скважин при Z=LO.

За РНZ принимают максимальное из вычисленных по пп.2.4-2.7 значений в зависимости от геологических условий проектируемой скважины-отсутствия или наличия прони-цаемых пластов в интервале открытого ствола, перекры-ваемом потайной колонной.

При проведении испытания на герметичность давле-ние на устье скважины определяют по формуле

РвУ =1,1 РвLo — 10-6 γЖLo (6.7) 6.7.В процессе нормального бурения (в случаях, когда

испытание на герметичность потайной колонны не предпо-лагается) внутреннее избыточное давление определяют по формуле

РВИZ = 10-6 γВZ — РНZ при LO ≤ Z ≤ L (6.8) где РНZ вычисляют по пп.2.4-2.7. 6.8.В расчетах на прочность под воздействием наруж-

ного и внутреннего избыточных давлений учитывают наи-большие из значений РНИZ и РВИZ, полученных соответст-венно по пп.6.1-6.8.

6.9.Длина участка потайной колонны, находящейся внутри предыдущей колонны, должна составлять не менее 70 м, причем на этом участке должны использоваться тру-бы с такой же толщиной стенки и той же группы прочности, как и рассчитанные для потайной колонны на уровне баш-мака предыдущей колонны.

6.10.Порядок расчета потайной колонны аналогичен приведенному в пп.2.31-2.37.

6.11.Надставки к потайным колоннам (до устья сква-жин) рассчитывают так же, как и промежуточные колонны (по разделам 3 и 5).

Промежуточные колонны, спускаемые частями 6.12.Расчет нижней(первой) и последующих частей

колонны, верх которых находится внутри предыдущей ко-лонны, т.е. lO < LO, производится в соответствии с пп.6.1-6.12.

Расчет нижней (первой) и последующих частей колон-ны, верх которых находится в открытом стволе, т.е. lO > LO, производит также в соответствии с пп.6.1-6.9 с заменой во всех формулах значения LO на lO .

6.13.Расчет верхней (последней) части колонны про-изводится также, как и расчет промежуточной колонны (по разделам 3 и 5).

fvstarcev

Заметка

по вопросу «хвостовиков»

Эксплуатационные потайные колонны 6.14.Избыточное наружное давление в нефтяных

скважинах определяют по формуле (6.3), где значение Н принимают минимальным (на момент окончания эксплуата-ции), а значение РНZ – максимальным из вычисляемых по пп.2.4-2.7.

6.15. Избыточное наружное давление в газовых сква-жинах определяют как разность между наружным и внут-ренним давлениями в интервале от LO до башмака потай-ной колонны L. При этом значение РНZ принимается по п.6.15, а РВZ = РMIN (п.4.3).

6.16. Избыточное наружное давление в скважинах, в которых имеется одновременно столб жидкости и газа, оп-ределяют как разность между РНZ и РВZ . При этом РНZ при-нимают по п. 6.15, а РВZ – по п.4.4 на момент окончания эксплуатации.

6.17. Избыточное внутреннее давление и максималь-ное значение РВLo для всех скважин при расчетах на проч-ность определяют по п.6.7.

6.18.Выбор компоновки колонны необходимо осуще-ствлять в соответствии с пп.6.9-6.11.

6.19.Надставки к потайным колоннам (до устья сква-жин) рассчитывают как самостоятельные эксплуатационные колонны.

7.РЕКОМЕНДАЦИИ ПО РАСЧЕТУ ИМПОРТНЫХ ОБСАДНЫХ ТРУБ

7.1.Прочностные характеристики импортных труб, по-

ставляемых по стандартам АНИ, приведены в прил.13-19. В случаях применения труб, отличных от труб по

стандартам АНИ, прочностные характеристики принимают по техническим условиям поставщика.

7.2.Действующие нагрузки определяют в соответствии с настоящей инструкцией, при этом расчет колонн произво-дят при следующих запасах прочности (если другие запасы прочности не определены согласованными с поставщиками техническими условиями на применение труб):

— на избыточное наружное давление (на сминающее давление) в зоне эксплуатационного объекта в зависимо-сти от устойчивости коллектора от 1,125 до 1.25;

— на наружное давление для остальной части колон-ны 1,125;

— на внутреннее избыточное давление (на давление, соответствующее пределу текучести материала трубы) 1,1;

— на растягивающую нагрузку для резьбового соеди-

нения (на разрушающую нагрузку) 1,75; — на растягивающую нагрузку по телу трубы (на на-

грузку, соответствующую пределу текучести)1,25.

8.РАСЧЕТ ОБСАДНЫХ КОЛОНН ДЛЯ НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН

8.1.Расчет обсадных колонн для наклонно направлен-

ных скважин производят с учетом планируемого профиля на стадии проектирования или по фактическим данным инклинометрии ствола скважины.

Наружное и внутреннее давление 8.2.Расчет наружного и внутреннего избыточного дав-

лений производится по формулам, приведенным в разде-лах 2-5. При этом расчетные глубины определяют как про-екции глубин по стволу скважин на вертикальную плос-кость. Расчетные глубины допускается определять графи-ческим методом по проекции на вертикальную плоскость проектного или фактического профиля скважины.

8.3.Проекцию участка ствола скважины глубиной Z′ на вертикальную плоскость Z определяют по формуле

Z = Z’ — ∆Z’ (8.1) где Z’ — удлинение на глубине Z’. Определяется по

фактическим данным инклинометрии ствола, а на стадии проектирования — расчетным путем.

8.4.При общем удлинении колонны не более чем на 50 м допускается расчет давлений производить так же, как для вертикальных скважин.

8.5.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′ отклады-вают значения давлений, определенных по значениям вер-тикальных проекций L, h, H. Полученные точки последова-тельно соединяют между собой

8.6.При расчете по пластовым и горным давлениям мощность пласта на эпюре откладывается по глубине ство-ла с учетом удлинения из-за наклона скважины.

Нагрузки от собственного веса и изгиба 8.7.Допускаемые растягивающие нагрузки для резь-

бовых соединений определяют согласно пп.2.27, 2.28. Влияние изгиба учитывается увеличением запаса прочно-сти в зависимости от интенсивности искривления, размера и прочности соединения.

8.8.Интенсивность искривления ствола скважины (ис-кривление на длине 10 м в градусах) определяют на стадии проектирования по формуле

αО = 573/R (8.2) где R – проектный радиус искривления, м. Для пробуренного ствола αО определяют по результа-

там инклинометрии (по углу наклона и азимуту в интервале длиной 10 м). Значение α0 при пространственном искрив-лении определяют по формуле

,)coscoscossinsin1(257321210 δδβδδα −−=

l(8.3)

где δ1,δ2 – углы наклона в начальной и конечной точ-

ках рассматриваемого участка длиной l; β — разность азимутальных углов в тех же точках. 8.9.Коэффициент запаса прочности на растяжение

для обсадных труб с треугольной резьбой на изогнутом участке ствола определяют по формуле

,)5,0(1 03

33 −−=′

αλnn

n (8.4)

где n3 — коэффициент запаса прочности на растяже-

ние, принимаемый для вертикальной колонны; λ — коэффициент, учитывающий влияние размеров

соединения и его прочностные характеристики (прил.20).

αO – интенсивность искривления труб. Минимальные запасы прочности n′3 для труб по ГОСТ

632-80 должны быть следующими:

Диаметр труб, мм Минимальное зна-чение запаса прочности

n′3 при do = 0,5 114…168 178…245 273…324 Более 324

1,3 1,45

1,6 1,75

8.10.Допускаемую нагрузку рассчитывают по выраже-

нию [P] = PСТ/n′3 (8.5) где РСТ – определяют в соответствии с прил.5. Для труб с резьбами трапецеидального профиля и

нормальным диаметром муфт (ОТТМ, ОТТГ, ТБО и им-портных трубё с резьбой «Батресс», «Экстрем лайн», VAM и др.):

— при интенсивности искривления скважин до 5°/10 м для труб диаметром 168 мм и до 3°/10 м для труб диамет-ром выше 168 мм расчет на прочность соединения при растяжении производят так же, как для вертикальных сква-жин без учета изгиба;

— при интенсивности искривления скважин от3 до 5°/10 м для труб диаметром выше 168 мм допускаемая на-грузка на растяжение уменьшается на 10%.

— 8.11.Коэффициент запаса прочности для гладкого тела трубы на изогнутом участке ствола определяют по формуле

,)5,0(1 014

4 −−=′

αλnn

n (8.6)

где n4 – коэффициент запаса прочности для вертикальной колонны. n4 = 1,25;

λ — коэффициент, учитывающий влияние формы тела трубы и ее прочностные характеристики (прил.21). Допускаемую нагрузку для гладкого тела трубы с уче-

том изгиба колонны определяют из выражения

[ ] ,44 n

FnРР T

′=

σ (8.7)

где F – площадь сечения трубы, мм2; σТ – предел текучести материала трубы, МПа.

Порядок расчета и выбора конструкций обсадных колонн

для наклонно направленных скважин

8.12 Порядок расчета колонн, находящихся под дей-ствием наружного и внутреннего избыточных давлений и растяжения, аналогичен приведенному в пп.2.31-2.37.

Правила построения эпюр давлений приведены в пп.8.2-8.6.

До начала расчета колонн выделяют интервалы, в ко-торых происходило отклонение ствола (рис.7), увеличивая каждый из них на 25 м в сторону устья скважины. Выделяют интервал с максимальной интенсивностью искривления αОMAX.

Если интервал с максимальной интенсивностью ис-кривления является первым от устья скважины (на рис.7 участок L’1,L’2; αО1 = αОMAX, то расчет всей части колонны от L’1 до L’ на растяжение производят с запасом прочности n′3 , полученным с учетом αО1 не принимая во внимание αО2, αО3. 50

αО3

αО2

αО1

L’

Рис.7. Профиль наклонной скважины.

Если αО2 = αОMAX, то участок колонны L’1L’3 рассчиты-вают сучетом αО1, а участок L’3L’ – с учетом αО2. Если αО1<αО2<αО3, то участок L’1L’3 рассчитывают при αО1, L’3L’5 при αО2, а L’5L’ при αО3.

Допускаемые длины секций из расчета на растяжение определяют по формуле (2.49):

li = ([P] – Q)/qi (8.8)

где Q – общий вес всех нижележащих секций; qi — вес 1 погонного метра подбираемой секции; [P] – допускаемая нагрузка, определяемая по фор-

муле (8.5), (8.7). 8.13.При длине вертикального участка не более 100 м

допускается принимать запас прочности на растяжение равным принятому для первого нижележащего интервала, в котором производился набор зенитного угла.

8.14.Износ обсадных труб определяют по п.3.26.

9.РАСЧЕТ НАТЯЖЕНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

9.1.Расчет натяжения колонн производят после расче-та колонн в соответствии с разделами 2-5.

При определении усилия натяжения исходят из необ-ходимости сохранения прямолинейной формы колонны при изменении температуры и давления.

Если при расчете значение натяжения не удовлетво-ряет условию прочности колонны, то необходимо либо по-высить прочность труб, либо увеличить высоту подъема цемента.

9.2. Расчет натяжения производят для вертикальных скважин. Для наклонно направленных скважин рассчиты-вают натяжение вертикального нецементированного участ-ка колонны.

9.3.В зависимости от назначения следует различать скважины с прогревом в процессе эксплуатации свободной от цемента части колонны (∆t > 0) и скважины с охлаждени-ем в процессе эксплуатации свободной от цемента части колонны (∆t < 0).

9.4.При эксплуатации нагнетательных и газлифтных скважин свободная часть колонны, особенно в зимнее вре-мя, может охлаждаться, укорачиваться, что приведет к воз-никновению дополнительных растягивающих усилий.

В фонтанных и насосных скважинах свободная часть колонны нагревается, удлиняется и в ней (при обвязанном устье) могут возникнуть дополнительные сжимающие уси-лия, ведущие к потере устойчивости колонны.

9.5.В связи с разными термогидродинамическими ус-ловиями в различных по назначению скважинах возникает необходимость определения не только нижнего, но и верх-него предела усилия натяжения колонны.

9.6.Натяжение обсадной колонны в том случае, когда в процессе эксплуатации она не подвергается нагреву (ох-лаждению) и действию

внутреннего избыточного давления, а также в случае, когда условия работы колонны (давление, температура) неиз-вестны/ определяют по формуле

QH ≥ Q (9.1) где Qн – усилие натяжения, кН; Q – вес свободной (незацементированной) части ко-

лонны, кН. 9.7.Минимальное значение усилия натяжения для

скважин любого значения определяют одинаково: по наи-большему значению, вычесленному по формулам

QH ≥ Q;

Qн ≥ Q + α Е F ∆t 10-3 + 0,31 р d2 103 – -0.655 l (D2 γР – d2 γВ)10-3, (9.2)

где Р – внутреннее устьевое давление в колонне при эксплуатации или при интенсификации, МПа;

l – длина свободной части колонны, м; D,d – соответственно наружный и внутренний диамет-

ры колонны, м. d определяют по средней площа-ди сечения колонны F:

llllFlFlF

F++++++

=……

2211 ; (9.3)

l1, l2…ln – длины секций обсадной колонны, м; F1, F2 …Fn – соответствующие площади сечения труб

в секциях, м2; γР, γВ – удельные веса жидкости за колонной и внутри

нее в процессе эксплуатации, Н/м3; α — коэффициент линейного расширения, 1/°С; Е – модуль упругости материала трубы, Па; ∆t – средняя температура нагрева (охлаждения) ко-

лонны, °С. Приближенное значение средней температуры нагре-

ва (охлаждения) может быть определено в соответствии со схемой (рис.8) из зависимости

)()( 2413 ttttt

−+−=∆ (9.4)

где t1,t2 – температура колонны до эксплуатации,

обычно принимаемая по геотермическому градиенту, °С;

t3, t4 — температура жидкости за колонной в про-цессе эксплуатации, °С.

При отсутствии данных t3,t4 определяют приближенно: , где T2413 , TtTt ≅≅ 1,T2 – температура жидкости; движу-

щейся по колонне (у устья и на уровне свободной части), °С.

t4 t2

Рис.8. Изменение тем-пературы в скважине

t3 t1 9.8.Значения усилия натяжения Qн должно состав-

лять:

Qн ≤ [Р] (9.5) где [Р] — допустимая осевая нагрузка на трубы колонны, кН.

9.9.После натяжения колонны в процессе освоения, эксплуатации и ремонтов должны соблюдаться следующие условия прочности:

QН – QО – Р1 + Р2 – Р3 ≤ [Р] (9.6) QН – QО ≤ [Р] где QО – все колонны от устья до рассматриваемого

сечения, кН; Р1 – осевое усилие, возникающее в колонне в ре-

зультате температурных изменений, кН; Р2 — осевое растягивающее усилие, возникающее

в результате действия внутреннего устьевого давления в процессе эксплуатации, кН;

Р3 — осевое усилие, возникающее в колонне в ре-зультате действия внешнего и внутреннего гидростатического давления, кН.

Р1 = α Е F ∆t 10-3 (9.7) где ∆t – при нагревании положительная, при охлажде-

нии – отрицательная; Р2 = 0,47 Р d2 10-3 (9.8) P3 = 0,235 l (D2 ∆ γP – d2 ∆γB) 10-3 (9.9) l – расстояние от устья скважины до рассматриваемо-

го сечения, м. На устье l = 0, QO = O; ∆γP = γP — γ′′P ; ∆γB = γB — γ′′B ; γ′′P , γ′′B — удельные веса жидкости в скважине после

спуска и цементирования колонны, Н/м3. 9.10.Если прочность колонны удовлетворяет условиям

эксплуатации, следует проверить также напряженное со-стояние колонны при освоении скважины, когда буровой раствор заменяют водой.

В этом случае возможно повышение напряжения в на-тянутой и закрепленной на устье колонне из-за охлаждения и внутреннего давления.

10.ДОПУСТИМОЕ ВНУТРЕННЕЕ ДАВЛЕНИЕ В ОБСАДНОЙ КОЛОННЕ

10.1.При освоении скважин, гидроразрывах, капиталь-

ном ремонте и других работах, связанных с созданием в обсадной колонне избыточного давления, необходимо оп-ределять допустимое внутреннее давление с учетом как осевых, так и радикальных нагрузок, действующих на ко-лонну.

Ниже приведена методика проверочного расчета и определения допустимого внутреннего давления с учетом прочности труб и резьбовых соединений обсадной колонны, натяжение которой производилось усилием, равным весу свободной (незацементированной) части колонны или большим него, т.е. Qн ≥Q.

10.2.Данный расчет предусмотрен для колонн, жестко закрепленных на устье, в случаях, когда внутреннее давле-ние в колонне создается в один прием без пакера.

Допустимое внутреннее избыточное давление Р (МПа) на устье определяют из выражений

[ ];

1047,0 32310

⋅+++−

≤⋅d

PPQQРР Н (10.1)

,10)( 6

−⋅−+≤ lnPP ВРT γγ (10.2)

где P1 = 10-3 d E F ∆t; (10.3) P3 = 0,235 l (D2 ∆γP – d2 ∆γB) 10-3. (10.4) Условные обозначения в формулах этого раздела те

же, что и в разделе 9. 10.3. Запасы прочности как при расчете осевой на-

грузки n3 , так и при расчете внутреннего давления n2 при-нимают согласно пп. 2.20 – 2.27. Для колонн, бывших в экс-плуатации, в зависимости от их состояния, запас прочности может быть увеличен по усмотрению производственного управления.

10.4. внутреннее давление необходимо определять для верхней трубы каждой секции колонны. Меньшее из значений Р, полученных по формулам (10.1), (10.2), прини-мают за допустимое.

11.ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА ОБСАДНЫХ КОЛОНН

ДЛЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

11.1 Расчет наружных и внутренних давлений произ-водится по формулам для вертикальных скважин по приве-денным к вертикальной проекции глубинам.

11.2. Запас прочности на наружное избыточное дав-ление для участка колонны, расположенной в горизонталь-ном участке принимается равным 1,30 – 1,50 (в зависимо-сти от устойчивости коллектора).

11.3. Запас прочности на растяжение с учетом изгиба определяется с учетом интенсивности искривления как для наклонно направленных скважин.

11.4. Осевая нагрузка определяется по весу обсадной колонны в воздухе, что компенсирует силы сопротивления при вынужденном подъеме колонны или расхаживании при ее прихвате.

Допускается определять осевую нагрузку с учетом фактических сил сопротивления, определенных при буре-нии первых горизонтальных скважин.

11.5. Для нижней секции обсадной колонны с целью облегчения проведения аварийных работ рекомендуется выбирать трубы с трапецеидальной резьбой с захождением на 50 м в обсаженную часть предыдущей колонны.

12. ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА ОБСАДНЫХ КОЛОНН ПРИ НАЛИЧИИ СЕРОВОДОРОДА И УГЛЕКИСЛОГО ГАЗА

12.1. Особенности расчета в сероводородсодержащих

средах. При строительстве и эксплуатации скважин на серо-

водородсодержащих месторождениях возникает опасность сульфидного коррозионного растрескивания под напряже-нием (СКРН) обсадных колонн, находящихся в контакте с сероводородом в присутствии воды.

В горизонтальных скважинах процесс растрескивания усугубляется возникновением дополнительных изгибающих нагрузок, создающих неравномерность нагружения в попе-речном сечении и вдоль трубы.

В настоящем разделе регламентируется особенности прочностного расчета обсадных колонн, предотвращающие (при соблюдении правил эксплуатации) проявление СКРН за счет ограничения уровня растягивающих напряжений.

12.2. Ограничение уровня растягивающих напряже-ний, предупреждающие возникновение СКРН в обсадных колоннах, производится за счет введения коэффициента снижения несущей способности труб в среде, содержащей сероводород – Кs.

12.3. Расчет колонн на наружное, внутреннее давле-ния и растягивающие нагрузки производится по расчетному коэффициенту запаса прочности nS в среде, содержащей сероводород:

nS = n / KS (12.1) где n – коэффициен запаса прочности, определенный

в соответствии с «Инструкцией по расчету обсадных колонн …» в условиях отсутствия контакта с сероводородом;

КS — коэффициент снижения несущей способности (КS ≤ 1,0), определяется для конкретной марки труб по техническим условиям на их применение или другим аналогичным документам, разработанным в установленном порядке специализированной научно-исследовательской организацией потре-бителя труб, как правило, при участии изготови-теля.

Определение коэффициента снижения несущей спо-собности КS ведется в соответствии с согласованными с Госгортехнадзором РФ методиками (инструкциями).

Примечание: Расчет колонны на нагрузки, вызываю-

щие сжимающие напряжения, например, на наружное из-быточное давление, производится при КS = 1,0.

12.4. Учет снижения предельных нагрузок на трубы за

счет уменьшения предела текучести стали в условиях по-вышенных температур производится по формуле:

nS = n/KS⋅Kt (12.2) где Kt≤ 1,0 и определяется аналогично значению KS

по ТУ на применение труб. 12.5. для условий. Когда возможно СКРН, производят

расчет на прочность обсадных труб последней промежу-точной колонны, спускаемой в скважину, перед вскрытием продуктивного пласта, содержащего сероводород, а также труб всех последующих обсадных колонн.

12.6. Расчет обсадных колонн при наличии сероводо-рода с учетом вышеизложенного производится для сле-дующих условий (таблица 1.2.1)

[Pекомендация стандарта NACE MR-01-75 (84)].

Таблица 12.1

Рекомендации NACE MR –01-75 Вид добываемого флюида

Концентрация сероводо-рода: в % по объему к объему газовой фазы (в г / м3 газа)

Давление абс., Па (ата)

До 0,075 (до 1,15) РН2S > 345 (352х10-5)

0,075 – 10,0 (1,15 – 154)

Роб > 45х104 (4,6)

Влажный газ или обводненная (со следами воды) нефть с газовым фактором выше 890 Нм3/м3

Выше 10,0 (выше 154)

При любых значе-ниях РН2S и Роб

До 0,02 (до 0,31) РН2S > 345 (352х10-5)

0,02 – 4,0 (0,31 – 61) Роб > 1,83х106 (18,6)

4,0 – 15,0 (61 – 228) РН2S > 6,9х104 (0,7)

Многофазный флюид «Нефть-газ-вода» (следы воды) с газовым факто-ром менее 890 Нм3/м3

Выше 15,0 (выше 228)

При любых значе-ниях РН2S и Роб

Примечание. Парциальное давление сероводорода (РН2S ) вычисляется как произведение его концентрации на общее давление системы (Роб). Например, Роб=1000 Па (1,02х10-

2) концентрация сероводорода 10%. РН2S =(1,02х10-2)0,1=100 Па (1,02х10-3 ата).

13.ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА ОБСАДНЫХ КОЛОНН ПРИ БУРЕНИИ С ПЛАВУЧИХ СРЕДСТВ

13.1.Спуск обсадных колонн с плавучих средств при-

водит к дополнительным нагрузкам, связанным с переме-щением судна. В общем случае на колонну действуют рас-тягивающая нагрузка от собственного веса Q, изгибающий момент от смещения и поворота (качки) судна М, динами-ческие нагрузки при посадке колонны в клиновой захват Qg и инерционные нагрузки, связанные с вертикальным коле-банием судна, Qп. 13.2.Наибольшие нагрузки, действующие у устья на уровне поверхности акватории, определяют из выражений

…2211 ++= LqLqQ (13.1)

;⎥⎦⎤

⎢⎣⎡ +∆

= θl

EIPКМ (13.2)

;2a

FEWLaEFVQg += (13.3)

2122

)12(2

⎥⎥⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢⎢⎢

⎣

⎡

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ +

−⎟⎠⎞

⎜⎝⎛

++=

aLn

naLtg

aEFAQП

πωπ

ωω

(13.4)

где Q-осевая нагрузка от собственного веса, кН; P-осевая нагрузка, Р=Q-0,5ql, кН q1,q2-веса 1м секций колонны, кН/м; L1,L2-длины секций колонны, м; q-вес 1 м колонны на глубине акватории, кН/м l-глубина акватории, м; ∆-смещение судна в горизонтальном направле-

нии, м; θ-угловое смещение судна, рад; E-модуль упругости, кН/м2; I-момент инерции сечения, м4; F-площадь сечения колонны, м2.

,…

…

2211

LLLFLF

F++

F1,F2…- площади сечений секций колонны; V, W — скорость (м/с) и ускорение (м/с2) колонны в момент посадки на клиновой захват; а — скорость продольных колебаний (скорость звука в ме-талле), м/с; A — амплитуда вертикальных колебаний судна, м; ω — частота вынужденных колебаний судна, 1/с; K — коэффициент, учитывающий жесткость крепления ко-лонны на устье при спуске (0,75≤К<1,0). Торможение колонны в конце спуска трубы значительно уменьшает Рg при посадке колонны в клиновой захват или на элеватор.

Выражение в квадратных скобках в формуле (13.4) определяет условие, при котором колебание судна может достичь больших значений. Обычно чистота вынужденных колебаний существенно отличается от определяемых по

выражению aLn π2

12 + собственных колебаний колонны, вы-

званных возмущающими силами, и поэтому в большинстве случаев выражением в квадратных скобках можно пренеб-речь.

Формула (13.2) приемлема при 04,0≤Ll

и 30⟩EIPl .

13.3.Условие прочности для обсадной колонны из труб с треугольной резьбой записывается следующим об-разом:

( )CMnnQ

QQQ СТРПд 3

1−≤++

⎥⎦⎤

⎢⎣⎡ ++= ),(

21 ϕα

ηctg

WGC C

(13.5)

где QСТР — страгивающая нагрузка, кН; W0 — осевой момент сопротивления сечения по ос-новной плоскости (по первому полному витку), м3;

);(32

440

00 dD

DW −=

DO — внутренний диаметр резьбы в основной плоско-сти, мм;

d -внутренний диаметр трубы, мм. Расшифровка величин n3, DС, η, l, d, ϕ приведена в пп.

2.22-2.29. Условие прочности обсадных труб с трапецеи-дальной резьбой типа «Батресс», VAM, «Экстрем Лайн», ОТТМ, ОТТГ записывается следующим

образом:

( CMnnQ

QQQ СТРПд 3

1−≤++ ) (13.6)

TWGС =

где W-осевой момент сопротивления сечения по телу

трубы, м3; n3=1,75-1,8 (трубы ОТТГ, ОТТМ) и n3=1,75 (тру-бы импортного производства).

14.ОПРЕДЕЛЕНИЕ УДЕЛЬНОГО ВЕСА ГОРНЫХ ПОРОД

14.1.Удельный вес горных пород γП для первых двух-

трех разведочных скважин определяют по кривым уплотне-ниям в зависимости от глубины залегания (рис.9).

В зонах аномально высоких пластовых давлений удельный вес пород определяется (уточняется) в процессе проводки двух-трех первых разведочных скважин по выбу-ренной породе (керну, шламу).

14.2.Усредненный удельный вес слагающих разрез пород определяют по формуле

nnnПП

Пср llllll

++′′+′+′′′′+′

=…

…γγγγ (14.1)

Пример расчета Необходимо определить на глубине 1500 м усреднен-

ный удельный вес пород, слагающих разрез скважины, про-водимой в Предкавказье.

С этой целью по кривой 3 рис.9 определяют значения удельного веса пород на глубинах 100, 500, 1000, 1500 м, которые подставляются в формулу (14.1):

3/0,2112915001000500100

1500222401000208705001911010017150

мН

Пср

=+++

⋅+⋅+⋅+⋅=γ

15.ВЫБОР ТИПОВ РЕЗЬБОВЫХ СОЕДИНЕНИЙ И ГРУПП ПРОЧНОСТИ (МАРОК) ОБСАДНЫХ ТРУБ

Методика выбора обсадных труб и резьбовых соединений

15.1.Выбор обсадных труб и резьбовых соединений для них

производят с учетом геолого-технических условий бурения и экс-плуатации скважин по «Номенклатуре обсадных труб, освоенных отечественной промышленностью», ежегодно представляемой объ-единениями министерством или (по его поручению) специализиро-ванным НИИ.

Включение в компоновку проектируемых обсадных колонн им-портных труб с соответствующими резьбовыми соединениями до-пускается при отсутствии или дефиците отечественных труб с тре-буемыми прочностными характеристиками и геометрическими раз-мерами резьб (специальные муфты, толстостенные трубы и т.д.).

15.2.С учетом геолого-технических условий бурения, выбран-ной конструкции и метода эксплуатации скважин, номенклатуры вы-пускаемых и выделенных объединению импортных обсадных труб устанавливают необходимые ограничения по диаметрам трубных соединений и выбирают муфтовые или безмуфтовые трубы.

15.3.Тип резьбового соединения, применяемые при его сборке смазки и герметизирующие средства должны соответствовать:

-виду флюида, находящегося в колонне в различных ее интер-валах. Для многофазной системы типа «газ-нефть-конденсат», нахо-дящаяся в колонне среда считается газообразной, если ее усред-ненный по интервалу удельный вес γ ≤ 0,3⋅104 Н/м3;

-максимальному внутреннему избыточному давлению по сек-циям рассчитываемой колонны. Максимальным значением внутрен-него давления считается для жидких сред давление гидроиспыта-ния, для газа — максимальное рабочее давление;

-максимальной температуре, под воздействием которой нахо-дится колонна в процессе строительства и эксплуатации скважин.

15.4. Профиль резьбы, тип и конструкция резьбового соедине-ния, вид герметизирующего средства уточняются с учетом следую-щих условий:

-условий прочности согласно пп. 15.5015.9; -условий герметичности (плотности) согласно пп.15.11-15.12; -условия обеспечения минимального радиального зазора меж-

ду муфтой (раструбом) спускаемой колонны, предыдущей колонной и стволом скважины. В таблицах 15.1 и 15.2 приведены некоторые справочные данные, необходимые для выбора минимального ради-ального зазора..

Таблица 15.1 Наружные диаметры резьбовых соединений отечественных и некоторых импортных труб, мм

Отечественные трубы Импортные трубы по стандарту АНИ

Треугольная резьба

ОТТМ1 ОТТГ Соединения «Батресс»

Соединения «Экстрем Лайн»

Наружный диа-метр труб, мм

Корот-кая

Удли-ненная

С нор-мальным диамет-ром муф-

ты

С умень-шенным диамет-ром муф-

ты

С нор-мальным диамет-ром муф-

ты

С умень-шенным

диаметром муфты

ТБО С нормаль-ным диа-метром муфты

С умень-шенным

диаметром муфты

С нор-мальным диаметром муфты

С умень-шенным

диаметром муфты

114,3 127,0(133,0)

127,0 (133,0)

123,8 127,0(133,0)

123,8 — 127,0(133,0)

123,8 — —

127,0 141,3(146,0)

141,3 (146,0)

136,5 141,3(146,0)

136,5 136,0 141,3(146,0)

136,5 136,1 —

139,7 153,7(159,0)

153,7 (159,0)

149,2 153,7(159,0)

149,2 149,2 153,7(159,0)

149,2 148,8 146,8

146,1 166,0 166,0 166,0 156,0 166,0 156,0 156,0 — — — -168,3 187,7 187,7 187,7 177,8 187,7 177,8 178,0 187,7 177,8 177,8 178,0177,8 194,5

(198,0) 194,5

(198,0) 187,3 194,5

(198,0) 187,3 187,0 194,5

(198,0) 187,3 187,7* 185,7*

193,7 215,9 215,9 215,9 206,4 215,9 206,4 206,0 215,9 206,0 203,4 201,2219,1 244,5 244,5 244,5 231,8 244,5 231,8 244,5 231,8 231,6 229,4244,5 269,9 269,9 269,9 257,2 269,9 257,2 269,9 257,2 256,5 254,5273,1 298,5 298,5 285,8 298,5 285,8 298,4 285,8 291,1 -298,5 323,9 323,9 — — — — 323,9 — — -323,9 351,0 351,0 — — — — — — — -339,7 365,1 365,1 — — — — 365,1 — — -351,0 376,0 — — — — — — — — -377,0 402,0 — — — — — — — — -406,4 431,8 — — — — — 431,8 — — -426,0 451,0 — — — — — — — — -473,1 508,0 — — — — — 508,0 — — -508,0 533,4 — — — — — — 533,4 — — —

— Примечания. 1.Если значения наружного диаметра для исполнения А и Б отличаются, то для исполнения Б эти значения проставлены в скобках.

2.Муфты специальные с уменьшенным наружным диаметром (Dс) изготовляются только исполнения А. 3.Условные обозначения: Dн, Dc- соответственно диаметры нормальной и специальной (уменьшенной) муфты; Lм, Lму – соответственно длина

нормальной и удлиненной муфты; Dв- наружный диаметр высаженной части раструбного конца; Lв-длина высаженной части раструбного конца.

Таблица 15.2 Минимальные радиальные зазоры при спуске колонн НКТ с муфтами

нормального диаметра и обсадных колонн с муфтами уменьшенного диаметра (спецмуфтами) Размеры в мм Наружный диаметр спускаемой колон-

ны Предыдущая колонна Минимальный радиальный зазор

труб муфты (рас-труба)

наружный диаметр труб

толщина внутренний диаметр труб

Диаметр долота в интервале бу-рения под спус-каемую колонну между муфтой (раструбом)

спускаемой колонны и преды-дущей колонной

между муфтой (раструбом) спус-каемой колонны и стенкой сква-

жины

60,3 73,0 114,3 8,6 97,1 — 12,0 —

73,0 88,9 127,0 9,2 118,7 — 9,8 —

88,9 108,0 146,0 10,7 124,6 — 8,3 —

101,6 120,6 168,3 12,1 144,1 — 11,7 —

114,3 123,8 168,3 12,1 144,1 139,7 10,1 7,9

127,0 136,5 177,8 11,5 154,8 151,0 9,1 7,2

139,7 149,2 193,7 12,7 168,3 161,0 9,5 5,9

168,3 177,8 219,1 12,7 193,7 190,5 7,9 6,3

177,8 187,3 244,5 13,8 216,9 214,0 14,8 13,3

193,7 206,4 244,5 12,0 220,5 214,0 7,0 5,6

219,1 231,8 273,1 13,8 245,5 243,0* 6,8 — (26,6)

244,5 257,2 298,5 12,4 273,7 269,9 8,2 6,3

273,1 285,8 323,9 11,0 301,9 295,3** 8,0 4,7 (27,1)

273,1 285,8 339,7 13,1 313,5 295,3** 14,3 4,7 (27,1)* — Ствол расширяется с помощью расширителя РРБ-243/285.** — Ствол расширяется с помощью расширителя РРБ-295/340

Выбор обсадных труб по условиям прочности 15.5.Для интервалов колонн, рассчитываемых на смятие, следу-

ет выбирать трубы наиболее низкой группы прочности с максимальной толщиной стенки. Например, если наружному избыточному давлению 14 МПа для колонн диаметром 245 мм соответствуют трубы 11Д, 10К, 10Е, 10Л, 10М и 9Р (цифра обозначает толщину стенки в мм, буква — группу прочности трубы), то рекомендуется использовать распростра-ненные трубы 11Д.

15.6.Трубы более высоких групп прочности целесообразно при-менять в тех случаях, когда имеются ограничения по грузоподъемно-сти оборудования, диаметру долота или другого инструмента, а также с целью экономии металла в интервалах колонн, для которых трубы выбираются из условия прочности на растяжение.

15.7.В интервалах колонн, для которых трубы выбираются из ус-ловия прочности на растяжение, а также в интервалах с интенсивно-стью искривления скважины более 1,5° на 10 м рекомендуется приме-нять трубы с трапецеидальной резьбой.

15.8.Для интервалов возможного протирания колонны целесооб-разно выбирать трубы с максимальными толщинами стенки.

В случае, когда это невозможно, рекомендуется: -установка в этих интервалах сменных колон; -установка труб, изготовленных из стали групп прочности М и

выше, марок N-80 и выше. 15.9.Для интервалов колонн, находящихся в зоне высокопла-

стичных пород (например, солей), рекомендуется выбирать трубы с максимальными толщинами стенок либо импортные специальные с повышенным сопротивлением смятию.

15.10.Нарезные трубы диаметрами 351, 377 и 426 мм и электро-сварные обсадные трубы диаметром 478 мм допускается использо-вать в основном в качестве направлений и кондукторов.

Обсадные трубы 20го сорта с повышенными отклонениями по геометрическим размерам и пониженными прочностными характери-стиками запрещается использовать в нефтяных и газовых скважинах.

Выбор резьбовых соединений и герметизирующих средств

по условиям герметичности (плотности)

15.11.Для всех секций эксплуатационных колонн (вне зависимо-сти от высоты подъема цемента), а также промежуточных колонн и кондукторов, на которых устанавливается противовыбросовое обору-дование (в интервале от устья скважины до сечения, располагающе-гося на 150 м

ниже проектной высоты подъема цемента, но не менее 500 м от устья) рекомендуются приведенные в табл. 15.3 сочетания типов резьбовых соединений и герметизирующих средств. Для остальной части этих промежуточных колонн допускается использование труб с резьбами треугольного профиля и ОТТМ на смазках Р-2 или Р-402. Характери-стика отечественных герметизирующих средств и температурная об-ласть их применения приводится в табл.15.4.

15.12.Для промежуточных колонн, кондукторов и направлений, на которых не устанавливается противовыбросовое оборудование, рекомендуются трубы с резьбовыми соединениями треугольного про-филя или ОТТМ на смазках Р-2 или Р-402, допускается применение графитовой смазки по ГОСТ 3333-80.

15.13.При использовании гладких безмуфтовых труб типа ОГ ре-комендуется применение состава УС-1 в газовых средах и смазок Р-2 или Р-402 в жидких средах.

15.14.Трубы с резьбовыми соединениями треугольного профиля по ГОСТ 632-80 в сочетании с лентой ФУМ могут использоваться при внутреннем избыточном давлении газовой среды до 15 МПа и жидкой среды до 20 МПа.

Трубы с муфтами, металлизированными цинковым уплотнением, используются только в скважинах с жидкой средой при давлениях до 10 МПа и глубинах до 1500 м.

15.15.Выбор типа резьбового соединения и герметизирующего материала для интервалов колонн, рассчитываемых на наружное из-быточное давление, производится по табл. 15.3, как для жидкой сре-ды, исходя из максимальных избыточных наружных давлений, равных внутренним избыточным давлениям.

15.16.До полного удовлетворения потребности нефтегазовой промышленности в трубах с резьбовыми соединениями повышенной герметичности при проектировании колонн следует выбирать соеди-нения наиболее простой конструкции с использованием соответст-вующих конкретным условиям герметизирующих средств.

15.17.Зарубежные высокогерметичные резьбовые соединения могут быть использованы для замены соединений ОТТГ и ТБО в пер-вую очередь в газовых скважинах и в нефтяных скважинах с аномаль-но высоким пластовым давлением. Сопоставление резьбовых соеди-нений отечественных и импортных труб по эксплуатационным харак-теристикам приведено в табл.15.5.

Таблица 15.3 Рекомендуемые сочетания типов резьбовых соединений

и герметизирующих средств для обсадных колонн в скважинах, не содержащих сероводород

Интенсив-ность ис-кривления, град./10 м

Избыточное внутреннее давление,

МПа

Эксплуатационные ко-лонны диаметром до 219

мм включительно

Промежуточные колонны, на которых устанавливается противовыбросовое обору-

дование

Ж и д к а я с р е д а До 10 Треугольная (Р-2 МВП, Р-

402) ОТТМ (Р-2 МВП, Р-402)

Треугольная (Р-2 МВП, Р-402) ОТТМ ( Р-2 МВП, Р-402)

10…20 Треугольная (ФУМ, Р-2 МВП, Р-402) ОТТМ (Р-2 МВП, Р-402)

Треугольная (ФУМ, Р-2 МВП, Р-402) ОТТМ ( Р-2 МВП, Р-402)

20…30 ОТТМ (Р-2 МВП, Р-402) Треугольная (УС-1, ФУМ)

Треугольная (ФУМ) ОТТМ ( Р-2 МВП, Р-402)

До 1,5

Более 30 ОТТГ, ТБО (Р-2 МВП, Р-402)

Треугольная (УС-1) ОТТМ (УС-1)

До 10 Треугольная (ФУМ, Р-2 МВП, Р-402) ОТТМ (Р-2 МВП, Р-402)

Треугольная (ФУМ, Р-2 МВП, Р-402) ОТТМ (Р-2 МВП, Р-402)

10…20 Треугольная (ФУМ) ОТТМ ( Р-2 МВП, Р-402)

Треугольная (ФУМ) ОТТМ ( Р-2 МВП, Р-402)

20…30 Треугольная (УС-1) ОТТМ (Р-2 МВП, Р-402)

Треугольная (ФУМ) ОТТМ ( Р-2 МВП, Р-402)

Более 1,5

Более 30 ОТТГ (Р-2 МВП, Р-402) ТБО (Р-2 МВП, Р-402)

ОТТГ (Р-2 МВП, Р-402) ОТТМ (УС-1)

Га з о в а я с р е д а

До 10 ОТТМ (УС-1) Треугольная (УС-1, ФУМ)

Треугольная (ФУМ, Р-2 МВП, Р-402) ОТТМ ( Р-2 МВП, Р-402)

10…20 ОТТМ (УС-1), ОТТГ, ТБО(Р-2 МВП, Р-402) Треугольная (УС-1, ФУМ)

Треугольная (ФУМ, Р-2 МВП, Р-402) ОТТМ ( Р-2 МВП, Р-402)

20…30 ОТТМ (УС-1) ОТТГ, ТБО(Р-2 МВП, Р-402)

Треугольная (УС-1) ОТТМ (Р-2 МВП, Р-402)

До 1,5

Более 30 ОТТГ, ТБО(Р-2 МВП, Р-402)

ОТТГ (Р-2 МВП, Р-402) ОТТМ (УС-1)

До 10 ОТТМ (УС-1) Треугольная (УС-1, ФУМ)

ОТТМ (Р-2 МВП, Р-402) Треугольная (ФУМ)

10…20 ОТТМ (УС-1) ОТТГ, ТБО(Р-2 МВП, Р-402)

ОТТМ (УС-1, Р-2 МВП, Р-402) Треугольная (УС-1)

20…30 ОТТМ (УС-1) ОТТГ, ТБО(Р-2 МВП, Р-402)

ОТТГ (Р-2 МВП, Р-402) ОТТМ (УС-1)

Более 1,5

Более 30 ОТТГ, ТБО(Р-2 МВП, Р-402)

ОТТГ (Р-2 МВП, Р-402) ОТТМ (УС-1)

Примечания.1.При наличии в колонне двух сред длина интервала с газовой средой увеличивается

на 100-150 м от расчетной границы раздела. 2. Если уплотнительные элементы соединений ОТТГ, ТБО, VAM подвергались

ремонту (исправление повреждений), то необходимо применять состав РОГ по инструкции ВНИИГаза.

Таблица 15.4 Уплотнительные материалы для резьбовых соединений обсадных труб

Уплотнительный

материал (ТУ, ГОСТ)

Завод-изготовитель Допустимая темпе-ратура в скважине,

0С

Особенности применения

Несамоотверждающиеся смазки

Р-2 МВП (ТУ 38-101-332-76)

Ленинградский опытный нефтемаслозавод им. Шаумяна (г. Ленинград, ул.Садовая, 51)

до +100 При температуре ниже -50С смазку и резьбовые концы трубы подогреть.

Р-402 (ТУ 38-101-708-76)

то же до +200 При температуре ниже -300С смазку и резьбовые концы трубы подогреть.

СКа 2/6-в6 (графитовая УСсА) (ГОСТ 3333-80)

Заводы Миннефтехимпрома

до +100 При температуре ниже -50С смазку и резьбовые концы трубы подогреть.

Самоотверждающийся состав

Полимеризующийся уплотни-тельный состав УС-1 (ТУ 38-

101-440-79)

Опытный завод синтетических нефтесмазок (г.Казань, ул.Пригородная,4)

до +160 При температуре ниже +10°С рекомен-дуется подогрев состава до +20…250С, а при отрицательных температурах также подогрев резьбовых концов трубы до +5…100С. крутящий момент при крепле-нии соединений на 20…30% выше, чем при использовании несамоотверждаю-щихся смазок.

Окончание табл.15.4. Уплотнительные материалы

Лента ФУМ (фторопластовый уплотнительный

материал) ТУ 6-05-1388-76)

Химический завод (613020, г.Кирово-Чепецк Кировской об-ласти) Завод им. «Комсомольской правды» (194174 г. Ленинград, ул. Комунны, 2, СНПО «Пласт-полимер»).

До +200 Может использоваться при температуре до -600С. Крутящий момент при крепле-нии соединений на 18…20% ниже, чем при использовании несамоотверждаю-щихся смазок.

Металлизация резьбы цинком — — Слой цинка наносится на резьбу муфт обсадных труб на трубном заводе со-гласно ТУ 14-3-350-77. Перед свинчива-нием соединений на резьбу муфты нано-сится одна из несамоотверждающихся смазок.

Таблица 15.5

Взаимозаменяемые резьбовые соединений отечественных и импортных труб

Профиль резьбы

Отечественные трубы Импортные трубы

ГОСТ 632-80, смазки: Р-2 МВП, Р-402

Стандарт 5А и 5АХ АНИ, смаз-ка по бюллетеню 5А2 АНИ или Р-2 МВП, Р-402

ГОСТ 632-80, уплотне-ние лентой ФУМ и УС-1

Трубы с резьбами треугольно-го профиля с тефлоновыми кольцами

Треугольная

ГОСТ 632-80, смазки: Р-2 МВП, Р-402

Стандарт 5А и 5АХ АНИ, со-единение «Батресс», смазка в соответствии с бюллетенем 5А2 АНИ или Р-2 МВП, Р-402

ГОСТ 632-80, ОТТМ, смазка УС-1

Стандарт 5А и 5АХ АНИ, со-единение «Батресс»с тефлоно-вым кольцом, смазка по бюл-летеню 5А2 АНИ или Р-2 МВП, Р-402

ГОСТ 632-80, ОТТГ, ТБО, смазки: Р-2 МВП, Р-402

Стандарт 5А и 5АХ АНИ, со-единение «Экстрем лайн», тех-нические условия фирмы «Валлурек» (соединение VAM) и фирмы «Маннесманн» (со-единение BDS), смазки по бюл-летеню 5А2 АНИ или Р-2 МВП, Р-402

Тр

апецеидальная

ОГ, смазки: Р-2 МВП, Р-402

Технические условия постав-щика, например, фирмы «Атлас Бредфорд» (резьба FL-4S), со смазками по бюллетеню 5А2 АНИ

Таблица 15.5

Взаимозаменяемость импортных (АНИ 5СТ) и отечественных (ГОСТ 632-80) обсадных труб и резьбовых соединений

Импортные трубы Отечественные трубы Резьбовые соединения обсадных труб

Группа труб

Марка ста-ли

Предел те-кучести, кг/мм2

Группа прочности

Предел текучести, кг/мм2

Импортные

Отечественные

Стандартная (АНИ и ГОСТ) резьба Низко- прочные

H-80 J-55, K-55

— N-80

27,6 37,9

— 55,2

— Д К Е 2)

— 38,7 50,0 56,2

Закругленного треуголь-ного профиля (длинная и короткая), в т.ч. с теф-лоновым кольцом

Треугольного профиля (короткая), в т.ч. с фторо-пластовым кольцом

Батресс, в т.ч. с тефло-новым кольцом

ОТТМ, в т.ч. с фторопла-стовым кольцом

С ограничен-ным преде-лом текучести 1)

L-80 C-90 C-95

55,2 62,0 65,5

— — Л

— —

66,8 Экстрем Лайн (ЕЛ) Нет аналога

Нестандартная (фирменная) резьба Высоко- прочные

P-110 Q-125

75,8 86,0

М 3)

— 77,3

— VAM-Валлурек, BDS-Маннесманн, FOX-Кавасаки, NK-3SB-Ниппон Кокан и т.д.

ОТТГ

Примечания.1) Трубы для сероводородсодержащих сред с разницей между максимальным и минимальным пределом текучести не более 10,0 кгс/мм2.

2) Взаимозаменяемость только в случае применения в некоррозионноактивных средах. 3) Изготавливается в ограниченном объеме по спецзаказу. 4) Взаимозаменяемость только по прочности.

16.ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА ОБСАДНЫХ КОЛОНН

16.1.В разделе приведены примеры расчетов, описан порядок построения эпюр давлений, а также их избыточных значений.

При проектировании колонн расчет ведется по эпюрам избыточ-ных давлений или соответствующим формулам.

Эксплуатационные колонны Эксплуатационная колонна для нефтяной скважины (фонтани-

рующая) ∅ 146 мм 16.2.Расчет производим при следующих исходных данных: глубина, м: L=3000; H=1000 (при испытании на герметичность);

H=1500 (при освоении скважины); h=1750; LO=1800. Удельный вес, Н/м3: γЦ=1,85 104, γЖ=1,0 104; γВ=1,0 104 (при ос-

воении); γВ=0,85 104(в период ввода в эксплуатации); γВ=0,95 104 (при окончании эксплуатации); γР=1,4 104.

На глубине 2500…2600 м находится проницаемый пласт. На глу-бине S1=2550 м давление РПЛS1=35,5 МПа.

Эксплуатационный объект расположен в интервале 2900…3000 м.

На глубине 3000 м пластовое давление РПЛL=42 МПа, на глубине 2900 м-40,6 МПа; S2=L, РПЛ S2=РПЛL.

Запас прочности в зоне эксплуатационного объекта n1=1,20. Для наглядности приведем порядок построения эпюр внутренних

и наружных давлений, а также эпюр избыточных давлений. Построение эпюр внутренних давлений 16.3.Определяем внутреннее давление в период ввода скважины

в эксплуатацию по формуле (2.1): РВZ=РПЛL-10-6γВ(L-Z) при 0≤Z≤L; Z=0; РВУ=(42-106 0,85 104 3000) МПа=16,5 МПа; Z=L=3000 м; РВL=42 МПа. Строим эпюру АВ (рис.10). 16.4. Внутреннее давление по окончании эксплуатации опреде-

ляем по формуле (2.2): РВZ=0 при 0≤Z≤Н; РВZ=10-6 γВ (Z-Н) при Н≤Z≤L;

Рис.10 Рис.11

Z=(0-1500) м; РВZ=0; Z=L=3000 м; РВL=[10-6 0,95 104 (3000-1500)] МПа=14,3 МПа. Строим эпюру СD(рис.10). Построение эпюр наружных давлений 16.5.определяем наружное давление для незацементированной

зоны по формуле (2.6): РНZ=10-6γРZ при 0≤Z≤h;

Z=0; РНZ=0; Z=h=1750 м; РНh =(10-6 1,4 104 1750) МПа=24,5 МПа. 16.6.Определяем наружное давление для зацементированной

зоны: -в интервале, закрепленном предыдущей колонной, — по форму-

ле (2.7): РНZ=10-6γРZ+10-6γГС(Z-h) при h≤Z≤LО; Z=h; PHh=24,5 МПа; Z=LO=1800 м; PHh=[10-6 1,4 104 1750+10-6 1,1 104 (1800- -1750)] МПа=25 МПа; -в интервале открытого ствола с учетом пластового давления —

по формуле (2.10) и (2.11):

( 001

1 LZLSРР

РР ОНLПЛS

ОНLНZ −⋅−

−+= ) при LO≤Z≤S1;

Z=S1=2550 м; РНS1=35,5 МПа;

( 112

11 SZ

SSРР

HР ПЛПЛiПЛНZ −⋅

−−

+= ) при S1≤Z≤L;

Z=L=3000 м; РНL=42 МПа.

Строим эпюру АВСDЕ (рис.11).

16.7.Определяем наружное давление с учетом давления состав-ного столба тампонажного и бурового растворов по всей длине сква-жины по формулам (2.13) и (2.14) на момент окончания цементирова-ния:

РНZ=10-6γРZ при 0≤Z≤h; Z=0; РНZ=0; Z=h=1750 м; РНh =(10-6 1,4 104 1750) МПа=24,5 МПа. РНZ=10-6[γРh+10-6γЦ(Z-h) при h≤Z≤L; Z=L=3000 м; PHL=[10-6 1,4 104 1750+10-6 1,85 (3000-1750)]

МПа=47,6 МПа [эпюра АВF (рис.11)]. Построение эпюры избыточных наружных давлений 16.8.определяем избыточное наружное давление на момент

окончания цементирования по формулам (2.16) и (2.17): РНИZ=10-6(γР-γВ)Z при 0≤Z≤h; Z=0; РНИZ=0; Z=h=; РНИh =10-6 (1,4 104 -1,4 104)1750=0; РНИZ=10-6[(γЦ-γВ)Z-(γЦ-γР)h] при h≤Z≤L; Z=L; PHИL=[10-6 (1,85 104-1,4 104) 3000-(1,85104 – -1,4 104) 1750] МПа=5,6 МПа. 16.9.Определяем избыточное наружное давление для процесса

испытания колонны на герметичность снижением уровня: -в незацементированной зоне — по формулам (2.19) и (2.20): РНИZ=10-6γРZ при 0≤Z≤H; Z=0; РНИZ=0; Z=H=1000 м; РНИH =(10-6 1,4 104 1000) МПа=14 МПа.

Рис.12

РНЦ=10-6[γРZ-γВ (Z-H)] при H≤Z≤h;

Z=h; PHBh=[10-6 1,4 104 1750+1,0 104 (1750-1000)] МПа=17 МПа;

-в зацементированной зоне — по формуле (2.23): РНИZ=РНZ-10-6γВ(Z-H) при h≤Z≤L; Z=Lo; PHИLo=[25-10-6 1,0 104 (1800-1000)] МПа=17МПа; Z=S1; PHИS1=[35,5-10-6 1,0 104 (2550-1000)] МПа=20МПа; Z=S2=L; PHИL=[42-10-6 1,0 104 (3000-1000)] МПа=22 МПа; 16.10.Определяем избыточное наружное давление при освоении

скважины: -в незацементированной зоне — по формулам (2.19) и (2.20): Z=0; РНИZ=0 при 0≤Z≤H; Z=H=1500 м; РНИH =(10-6 1,4 104 1500) МПа=21 МПа, при H≤Z≤h Z=h; PHИh={10-6 [1,4 104 1750+1,0 104 (1750-1500)] МПа=22 МПа; -в зацементированной зоне — по формуле (2.23): Z=Lo; PHИLo=[25-10-6 1,0 104 (1800-1500)] МПа=22 МПа; Z=S1; PHИS1=[35,5-10-6 1,0 104 (2550-1500)] МПа=25МПа; Z=S2=L; PHИL=[42-10-6 1,0 104 (3000-1500)] МПа=27 МПа; Строим эпюру АВСDЕА (рис.12) . 16.11.Определяем избыточное наружное давление по окончании

эксплуатации: -в незацементированной зоне- по формулам (2.19) и (2.20): Z=0; РНИZ=0 при 0≤Z≤H; Z=H=1500 м; РНИH =21 МПа (п.14.10) при H≤Z≤h; Z=h; PHИh={10-6 [1,4 104 1750+0,95 104 (1750-1500)]} МПа=22,1

МПа; -в зацементированной зоне — по формуле (2.23), где РНZ в зоне

эксплуатационного объекта принимаем по давлению гидростатическо-го столба воды с удельным весом γГС=1,1 104 Н/м3:

Z=Lo; PHИZ=[25-10-6 0,95 104 (1800-1500)] МПа=22,2 МПа; Z=S1; PHИZ=[35,5-10-6 0,95 104 (2550-1500)] МПа=25,5МПа; Z=2900 м; PHИZ=[40,6-10-6 0,95 104 (2900-1500)] МПа=27,3 МПа

(PHZ=PПЛZ); Z=2900 м; PHИZ=[31,9-10-6 0,95 104 (2900-1500)] МПа=18,6МПа

(PHZ=10-6 γnZ; Z=L; PHИZ=[33-10-6 095 104 (3000-1500)] МПа=18,8 МПа; Строим эпюру АВС′D′Е′GG′F′ (рис.12).

Построение эпюры избыточных внутренних давлений при испытании на герметичность в один прием без пакера

16.12.Избыточное внутреннее давление при испытании на гер-

метичность в один прием без пакера определяем: -в незацементированной зоне — по формуле (2.29): РВИZ=1,1РВУ-10-6(γР-γЖ)Z при 1,1РВУ ≥РОП и 0≤Z≤h; Z=0; РВИо=18,2 МПа; (РВУ=16,5 МПа по п.16.3), Z=h=; РВИh =18,2-10-6 (1,4 104 -1,0 104)1750=11,2 МПа; -в заце ментированной зоне-по формулам (2.31) и (2.32):

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡−

−−

+−+= − )(101,1 001

010:

6 LZLSРР

РZPР НLПЛНLЖВУZВИ γ

при Lo≤Z≤S1; Z=Lo; РВИLo =(1,1 16,5+10-6 1,0 104 1800-25) МПа=11,2 МПа; Z=S1; РВИS1=18,2+10-6 1,0 104 2550-35,5=8,2 МПа; Z=L; РВИL=18,2+10-6 1,0 104 3000-42=6,2 МПа; Строим эпюру АВСDЕ (рис.13).

Расчет эксплуатационной колонны

16.13.Расчет избыточных наружных давлений производим по обобщенным значениям п. 16.10 [эпюра АВС′D′Е′G′F (рис.12)] для стадий освоения и окончания эксплуатации скважины, а внутренних для процесса испытания колонны на герметичность п.16.11 [эпюра АВСDЕ (рис.13)]:

РНИL=27 МПа; РНИLn1=(27 1,2) МПа =32,4 МПа. По приложению 2 находим, что этому давлению соответствуют

трубы группы

Рис.13.

прочности Е с толщиной стенки δ=7,7 мм, для которых Ркр=34,2 МПа. Длина 1-ой секции l1=150 м (100 м плюс 50 м выше кровли экс-

плуатационного пласта). Вес ее Q1=(150 0,267) кН=40 кН [q1=0,267 (прил.12)].

По эпюре (рис12) определяем расчетное давление РНИZ на уров-не верхнего конца 1-й секции на глубине L1=2850 м; РНИZ=27 МПа. Этому давлению при n1=1,0 соответствуют трубы группы прочности Е с δ=7,0 мм, для которых Ркр=27,7 МПа.

Определяем значение Р′КР2 для труб 2-й секции по формуле (2.38) для условий двухосного нагружения с учетом растягивающих нагрузок от веса 1-й секции:

.5,271686

403,017,273,0122 МПаМПаQQРРT

КРКР =⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −=⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−=′

Этому значению Р′КР2 соответствует глубина спуска 2-й секции, равная L′1=2835 м, следовательно, уточненная длина 1-й секции l′1=(3000-2835) м=165 м, а вес ее Q′1=(165⋅0,267) кН=44 кН.

Для 3-й секции выбираем трубы группы прочности Д с δ=7,7 мм, Ркр=26,7 Мпа. Это давление имеет место на глубине L2=2800 м. Сле-довательно, длина 2-й секции l2=L′1-L2=(2835-2800) м=35 м, а вес ее Q2=(35⋅0,245) кН=8,5 кН.

Определим величину Р′КР3 по формуле (2.38) для условий двух-осного нагружения с учетом значений растягивающих нагрузок от веса двух первых секций Q′1+Q2=(8,5+44) кН=52,5 кН:

.4,261274

5,523,017,263,013РКР ⎜⎜⎝

⎛−=3 МПаМПа

QQРT

КР =⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −=⎟⎟

⎠

⎞′

Для полученного значения Р′КР3 находим уточненную глубину спуска 3-й секции L′2 =2740 м и уточненную длину 2-й секции l′2 =(2835-2740) м=95 м, а вес Q′2=(95⋅0,245) кН=23,3 кН.

4-ю секцию составляем из труб группы прочности Д с δ=7,0 мм, Ркр=22,4 Мпа.эти трубы могут быть установлены на глубине L3=1840 м, l3=L′2-L3=(2740-1840) м=900 м, а вес их Q3=(900⋅0,267) кН=240,3 кН.

Для условия двухосного нагружения находим Р′КР4 с учетом зна-чений растягивающих нагрузок от веса трех секций Q′1+ Q′2+Q3=307 кН:

.6,20156

6,3073,014,224 МПаМПаРКР =⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −=′

Уточненная глубина спуска 4-й секции L′3 =1480 м, уточненная длина 3-й секции

l’3=1840 м, l′3=L′2-L′3=(2740-1480) м=1260 м, Q′3=(1260⋅0,267) кН=336,42 кН.

Q′1+ Q′2+Q′3=(44+23,3+336,42) кН=403,72 кН. Длину 4-й секции выбираем из расчета на растяжение по форму-

ле (2.49), РСТ=735 кН (прил.5); q4=0,245 кН (прил. 12). l4=[(735/1,15-403) / 0,245] м=962 м; Q4=235,76 кН.

Вес четырех секций ∑ =4

1.639кНQ

Определяем внутреннее давление для 4-й секции. Давление на уровне верхней трубы, расположенной на глубине L4 =(3000-165-95-1260-962) м=518 м, составляет РВИ518=16,1 МПа.

По прил.4 находим РТ для труб с δ=7,0 мм, РТ=31,8 МПа, а запас прочности

n2=РТ / РВИZ=31,8 / 16,1=1.97. 5-ю секцию составляем из труб группы прочности Д с δ=7,7 мм,

РСТ=823 кН, q5=0,267 кН: l5=[(823/1,15-639)/0,267] м=287 м; Q5=76,47 кН.

Вес пяти секций .47,7155

1кНQ =∑

6-ю секцию составляем из труб группы прочности Д с δ=8,5 мм, РСТ=931 кН, q6=0,292 кН:

l6=[(931/1,15-715,47) / 0,292] м=322 м. Для 6-й секции достаточна длина 231 м, вес ее ; Q6=(о,292х231)

кН=67,45 кН. Запас прочности на внутреннее давление для 5-й и 6-й секций

достаточен.

Общий вес колонны ∑ =6

1.40,783 кНQ

Конструкция обсадной колонны 146 мм

Номер сек-ции

Группа проч-ности

Толщина стенки, мм

Длина сек-ции, мм

Вес секции, кН

1 7,7 165 44,00 2

Е 7,0 95 23,30

3 7,7 1260 336,424 7,0 962 235,765 7,7 287 76,47 6

8,5 231 67,45 Всего 3000 783,40

Примечание. Счет секций ведется снизу вверх.

Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм для газовой скважины (см. ри.1,а)

16.14.Расчет производим при следующих исходных данных: глу-

бина, м: L=2500; h=0; Lo=1600. Эксплуатационный объект расположен в интервале от 2200 до

2500 м. Пластовое давление на глубине L составляет РПЛL =30 МПа (в период ввода скважины в эксплуатацию). Эксплуатация заканчивается при РВL=1,0 МПа.

В интервале 1600…2200 м находится флюидосодержащие водо-носные горизонты с пластовыми давлениями, равными гидростатиче-ским.

Удельные веса, Н/м3: γЦ=1,80⋅104; γВ=1,45⋅104(при цементирова-нии); γЖ=1,0⋅104.

Относительный удельный вес газа по воздуху .6,0=γ Коэффициент сжимаемости газа m=0,8. Температура газа K(°C): TL=363(90); TУ=323(50); ТСР=343. Вследствие неустойчивости коллектора запас прочности на на-

ружное давление для интервала эксплуатационного объекта при n1=1,3.

Испытание эксплуатационной колонны на герметичность произ-водится водой (γЖ=1,0⋅104 Н/м3) в один прием без пакера.

Для интенсификации притока планируется после испытания скважины проведение солянjкислотной обработки призабойной зоны закачкой раствора с удельным весом ; γВ=1,05⋅104 Н/м3 (расход 20 л/с) через НКТ 88,9 мм, спущенные без пакера (см. рис.2,б) до L′=LД=2350 м, при репрессии на пласт у нижнего конца НКТ ∆Р=4,0 МПа. Закачка проводится при закрытом на устье затрубном пространстве.

Построение эпюр внутренних давлений

16.15.Определяем внутреннее давление при окончании цемен-

тирования (см. рис.1,а): РВZ=РВУ +γВZ при 0≤Z≤L; РВУ=10-6(γЦ-γВ)L=[10-6(1,8-1,45)104⋅2500]МПа=8,75 МПа; При Z=0, РВZ=РВУ=8,75 МПа; При Z=L=2500 м, РВZ=(8,75+10-6⋅1,45⋅104⋅2500) МПа=45,0 МПа. Строим эпюру АВ (рис.14)/

Рис.14. 16.16. Определяем внутреннее давление в период испытания

скважины, после ее продувки и закрытия устья по пп. 4.2-4.5 (рис.1,г) по формуле (4.1):

-(4.1,б) при Z=0, ;187,03438,0

25006,03415,0=

⋅⋅⋅

-(4.1,а) ;20,1187,02187,02

=−+

=Se

-(4.1) РВУ=(30/1,20) МПа=25 МПа. При Z=L=2500 м; S=0; e0=1,0; РВL=30 МПа. Строим эпюру СD (рис.14), принимая распределение давлений

от устья до глубины 2500 м линейным. 16.17.Определяем внутреннее давление при солянокислотной

обработке по формуле (2.3): -при Z=L′-LA=2350 м, PBZ=PBLД=РПЛ+∆Р=(30+4) МПа=34 МПа; -при Z=0, PBZ=РВУ =(34-10-6 ⋅1,05⋅104⋅2350) МПа=9,4 МПа; -при Z=L=2500 м, PBZ=PBL=[30+4-10-6 ⋅1,05⋅104 (2350-2500)]

МПа=34 МПа. Строим эпюру ЕFG (рис.14). 16.18.При окончании эксплуатации (рис.1,г) в соответствии с п.

4.2. при 0≤Z ≤L принимаем РВZ=РВУ=РВL=Pmin=1,0 МПа. Строим эпюру НJ (рис.14).

Построение эпюр наружных давлений 16.19. Определяем внутреннее давление при окончании цемен-

тирования (рис.1,а) по п.2.8 и формуле (2.14) при h=0: -при Z=0, PHZ=РHУ =0; -при Z=L=2500 м, PНZ=PНL=(10-6⋅1,8⋅104⋅2500) МПа=45 МПа. Строим эпюру АВ (рис.15). 16.20. Определяем внутреннее давление в период испытания

скважины после ее продувки и закрытия устья, а также при солянокис-лотной обработке и других работах

-при Z=0, PHZ=РHУ =0; -при Z=2200 м, PНZ=PН2200=(10-6⋅1,1⋅104⋅2200) МПа=24,2 МПа. В конце эксплуатации PНL=10-6⋅1,1⋅104⋅2500=27,5 МПа. Строим эпюру АС (рис.15).

Построение эпюры избыточных наружных давлений 16.21.Сравнивая эпюры внутренних и наружных давлений

(рис.14 и 15), видим, что наибольшее избыточное наружное давление на колонну характерно для окончания эксплуатации. Тогда по п. 4.11, формуле (2.15) и п. 16.20 получим:

-при Z=0, PHИZ=РHИУ =РНУ-Рmin=(0-1,0) МПа=-1,0 МПа; -при Z=L=2500 м, PНИZ=PНИL=РНL-Pmin=(27,5-1,0) МПа=26,5 МПа. Строим эпюру АВ (рис.16).

Рис.15 Рис.16.

Построение эпюры избыточного внутреннего давления 16.22.Определяем избыточное внутреннее давление , PВИZ= PВZ-

PНZ при окончании цементирования (по пп.16.15 и 16.19): -при Z=0, PВИZ=РВИУ =(8,75-0) МПа=8,75 МПа; -при Z=L=2500 м, PВИZ=PВИL=(45,0-45,0) МПа=0 16.23.Избыточное внутреннее давление в период ввода скважи-

ны в эксплуатацию (при закрытом устье) по пп. 16.16 и 16.20: -при Z=0, PВИZ=РВИУ =(25,0-0) МПа=25,0 МПа; -при Z=L=2500 м, PВИZ=PВИL=(30,0-30,0) МПа=0. 16.24. .Избыточное внутреннее давление при солянокислотной

обработке по пп.16.17 и 16.20: -при Z=0, PВИZ=РВИУ =(9,4-0) МПа=9,4 МПа; -при Z=L=2500 м, PВИZ=PВИL=(35,6-30,0) МПа=5,6 МПа.. 16.25.Сравнивая значения PВИZ для рассмотренных операций,

видим, что наиболее высокие значения РВИУ =25,0 МПа при РВУ =25,0 МПа; PВИL =5,6 МПа при PВL =35,6 МПа. В соответствии с требования-ми «Инструкции по испытанию скважин на герметичность» внутреннее давление на трубы при испытании должно быть не ниже 1,1⋅PВZ, т.е. в процессе испытания на герметичность давления в колонне должны быть не менее:

-при Z=0, PВZ=Р′ВУ =1,1 РВУ=(1,1⋅25) МПа=27,5 МПа; -при Z=L=2500 м, PВZ=P′ВL=1,1 PВL=(1,1⋅35,6) МПа=39,16 Мпа. При испытании на герметичность водой при создании давления

на устье Р′ВУ=27.5 Мпа получим давление при Z=L=2500 м: PВZ=PВL=(27,5+10-6⋅1,1⋅104⋅2500) МПа=52,5 МПа>39.16 Мпа, что

допустимо. Таким образом, для построения эпюры избыточного внутреннего

давления для расчета колонны на прочность (при проведении испыта-ния на герметичность) принимаем нагрузки при вводе скважины в экс-плуатацию:

-при Z=0, PВИZ=РВИУ =(1,1⋅25,0-0) МПа=27,5 МПа; -при Z=L=2500 м, PВИZ=PВИL=(27,5+10-6⋅1,1⋅104⋅2500-30,0)

МПа=22,5 Мпа, при Z=2200=27,5+10-6⋅1,0⋅104⋅2200-24,2=25,3 МПа. Строим эпюру АВ (рис.17), принимая PВИZ≅РВИ2200.

Рис.17.

Расчет эксплуатационной колонны на прочность

16.26.Расчет на избыточное наружное давление про-изводим для периода окончания эксплуатации (п.16.21, эпюра АВ на рис.16.), а на избыточное внутреннее давле-ние на момент испытания на герметичность (пп.16.22-16.25, эпюра АВ на рис. 17). В соответствии с п. 15.11 принимаем трубы с резьбами ОТТГ по ГОСТ 632-80.

В зоне эксплуатационного объекта n1⋅PНИL =(1,3⋅26,5) МПа=34,4 МПа, чему соответствуют трубы диаметром 168,3 мм по ГОСТ 632-80 исполнения А группы прочности Е с толщиной стенки 8,9 мм, для которых по прил. 2-4 и прил. 12 РКР1=34,4 МПа, QT1=2450 кН; РТ1=51,0 МПа; q1=0,355 кН/м.

Длина 1-й секции l1=L-2200=(2500-2200) м=300 м. Вес секции Q1 =(300⋅0,355) кН=106,5 кН. Наружное избыточное давление на глубине Z=2200 м.

PНИZ=(10-6⋅1,1⋅104⋅2200) МПа=23,2 МПа. При n1 =1.0 этому давлению соответствуют такие же

трубы группы прочности Д, для которых РКР2=26,9 МПа, QT2=1686 кН; РТ2=35,1 МПа; q2=0,355 кН/м.

Определяем значение РКР2 для труб 2-й секции с уче-том растяжения по формуле (2.35):

.4,261686

5,1063,019,262 МПаМПаРКР =⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −=′

Так как Р′КР2=26,4 МПа≥ PНИL=23.2 МПа, то для 2-й секции принимаем трубы 168.3 х8,9-Д.

Выберем трубы для верхней секции колонны из рас-чета внутреннего избыточного давления:

Р′ВИУ= n2⋅PВИУ =(1,15⋅27,5) МПа=31,6 МПа. Так как Р′ВИУ=31,6 МПа<РТ2=35,1 МПа, то трубы 2-й

секции из условий прочности на наружное и внутреннее из-быточные давления могут быть установлены до устья сква-жины. Тогда длина 2-й секции l2=L-l1=(2500-300) м=2200 м.

Вес секции Q2 =(2200⋅0,355) кН=781 кН. Вес двух секций (всей колонны) Q=Q1+Q2=(106,5+ +781) кН=887,5 кН. Запас прочности на растяжение по гладкому телу труб

при QT2=1686 kH, n3A=1686/887,5=1,9 (в соответствии с табл. 2.4 n3=1,15), что допустимо.

Трубы с меньшей толщиной стенки (8,0 и 7,3 мм) не проверяем, так как из прил. 12 следует. Что они с резьбами ОТТГ не выпускаются.

Промежуточная обсадная колонна

диаметром 244,5 мм для газовой скважины (рис. 5,б) 16.27.Расчет производился при следующих исходных

данных: глубина, м: L=2400м; h=0; Lo=1300 м; l=3000м.

Рис.18.

Удельные веса, Н/м3: γЦ=1,80⋅104; γВ=1,6⋅104(при це-ментировании); γЖ=1,2⋅104; γП=2,1⋅104.

В интервале 2200…2250 м залегают породы, склон-ные к текучести, при бурении которых используется буро-вой раствор с γ=1,24⋅104Н/м3 (горное давление проявляется со временем).

Градиент пластового давления в интервале 1300…2400 м определяют по гидростатическому давлению столба воды.

После цементирования колонны при дальнейшем бу-рении на глубине l=3000 м вскрывается газовый пласт с РПЛl =46,0 МПа, относительным удельным весом газа по воздуху

6,0=γ коэффициентом сверхсжимаемости m=0,8 и темпе-ратурой Тl=363К, ТУ=323К и ТСР=343К.

В интервале 2400…3000 м флюидосодержащие пла-сты отсутствуют.

Запасы прочности для обсадных труб по ГОСТ 632-0 исполнения А в соответствии с пп. 3.19 и 2.23 n1=1,0; n2=1,15; n3=1,45.

Допускаемые осевые нагрузки [Р] для труб с трапе-цеидальной резьбой ОТТМ принимаются по прил. 6.

Построение эпюр внутренних давлений

16.28.Определяем минимальное внутреннее давление при фонтанировании скважины газом с глубины l=3000 м по п. 5.6 [формула (5.1)]:

-при Z=0, PВZ=0; -при Z=L=2400 м, .0,222400

30000,466,0 МПаМПаРР ВLВZ =⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛ ⋅

Строим эпюру АВ (рис.18). 16.29. Определяем максимальное внутреннее давле-

ние при закрытом устье после открытого фонтанирования газом по п. 5.2 и формулам (4.1)-(4.1д):

-при Z=L=2400 м; S=10-4⋅0,6(3000-2400)=0,036;

035,1036,02036,02

=−+

=Sе ; PВL =(46/1,035) МПа=44,3 МПа.

-при Z=0; S=10-4⋅0,6⋅3000=0,18,

2,118,0218,02

=−+

=Sе PВУ =(46/1,2) МПа=38,3 МПа.

Строим эпюру СD (рис.18). 16.30.Определяем максимальное внутреннее давле-

ние при окончании цементирования (рис.1,а) при h=0 и со-хранении его на устье при ОЗЦ:

-при Z=0, РВУ =РВZ=10-6(γЦ-γВ)L=[10-6(1,8-1,6)104⋅2400]МПа=

=4,8 МПа; -при Z=L=2400 м; РВL =РВZ= РВУ+10-6γВZ=(4,8+10-

6⋅1,6⋅104⋅⋅2400]МПа=43,2 МПа; Строим эпюру ЕF (рис.18). 16.31.Из построенных эпюр видно, что максимальное

значение внутреннего давления имеет место для эпюры СD, которую и принимаем для расчета избыточных внут-ренних давлений при выполнении гидроиспытаний колонны на герметичность.

Построение эпюр наружных давлений

16.32.Определяем наружное давление при углублении скважины после ОЗЦ колонны по п.2.6 и формуле (2.7) при h=0:

-при Z=0, PHZ=РHУ =0; -при Z=L=2400 м, PНZ=PНL=10-6⋅1,1⋅104⋅2400 МПа= =26,4 МПа; Строим эпюру АВ (рис.19).

Интервал расчета по горному давлению принимаем в соответствии с п.2.7 подпунктом б от (2200-50) м до (2250+50) м, т.е. от 2150 до 2300 м.

Определяем горное давление по формуле (2.12): -при Z=2150 м, PНZ=(10-6⋅2,1⋅104⋅2150) МПа=45,15 МПа; -при Z=2300 м, PНZ=(10-6⋅2,1⋅104⋅2300) МПа=48,3 МПа; Определяем наружное давление по формуле (2.7): -при Z=2150 м, PНZ=(10-6⋅1,1⋅104⋅2150) МПа=45,15 МПа; -при Z=2300 м, PНZ=(10-6⋅1,1⋅1042300) МПа=25,3 МПа. Поскольку в интервале 2150…2300 м давление, опре-

деленное по формуле (2.12), больше вычисленного по формуле (2.7), в этом интервале за расчетное принимаем значение горного давления, а на эпюре АВ (рис.19) делаем поправку, получая эпюру АСDЕFВ.

16.33. Определяем наружное давление при окончании цементирования по пп. 3.11, 2.8 и формуле (2.14) при h=0:

-при Z=0, PHZ=РHУ =0; Рис.19.

-при Z=L=2400 м, PНZ=(10-6⋅1,8⋅104⋅2400) МПа=43,2 МПа;

Строим эпюру АG (рис.19). Построение эпюр избыточных наружных давлений

16.34. Определяем избыточное наружное давление при окончании цементирования по формуле (2.15) и пп.16.30 и 16.33:

-при Z=0, PHИZ=РHИУ =(0-4,8)МПа=-4,8 МПа; -при Z=L=2400 м, PНИZ=PНИL=(43,2-43,2) МПа=0. Строим эпюру АВ (рис.20). 16.35.Определяем избыточное наружное давление

при выбросе в процессе дальнейшего углубления скважины по формуле (2.15) и пп.16.29 и 16.32:

-при Z=0, PHИZ=РHИУ =0; -при Z=L=2150 м в точке С эпюры (рис.19), с учетом

формулы (4.1д): Рис.20.

;95,321502400

00,22065,23 МПаМПаРНИZ =⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −

+−=

-при Z=2150 м в точке D рис.19.

;45,2521502400

00,22015,45 МПаМПаРНИZ =⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −

+−=

-при Z=2300 м в точке Е рис.19.

;1,2723002400

00,2203,48 МПаМПаРНИZ =⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −

+−=

-при Z=2300 м в точке F рис.19.

;2,423002400

00,2203,25 МПаМПаРНИZ =⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −

+−=

-при Z=L=2400 в точке В рис.19. PHИZ=PНИL =(26,4-22,0)МПа=-4,4 МПа;

Строим эпюру CDEFGH (рис.20), которую принимаем

для расчета колонны на максимальное избыточное наруж-ное давление.

16.36.При замене бурового раствора с γВ=1,6⋅104 Н/м3

раствором для испытания колонны на герметичность с γЖ=1,2⋅104 Н/м3 формула (2.15) приобретает вид:

.102,1102,11010 2466 ZРZРZРР НZНZЖНZНИZ−−− ⋅−=⋅⋅−=−= γ

Используя значение PHZ, по эпюре наружных давлений

АCDEFВ (рис.19) получим: -при Z=0, PHИZ=0; -при Z=2150 м в точке С рис.19 PНИZ=(23,65-1,2⋅10-2 ⋅2150) МПа=-2,15МПа; -при Z=2150 м в точке D рис.19 PНИZ=(45,15-1,2⋅10-2 ⋅2150) МПа=19,35МПа; -при Z=2300 м в точке Е рис.19 PНИZ=(48,3-1,2⋅10-2 ⋅2300) МПа=20,7МПа; -при Z=2300 м в точке F рис.19 PНИZ=(25,3-1,2⋅10-2 ⋅2300) МПа=-2,3МПа; -при Z=L=2400 м в точке В рис.19 PНИZ= PНИL =(26,4-1,2⋅10-2 ⋅2400) МПа=-2,4МПа; Полученные значения PНИZ для всех характеристик

глубин ниже полученных для эпюры CDEFGH (рис. 20), в связи с чем на рисунок их не наносим и принимаем в даль-нейшем для расчета колонны на избыточное наружное давление эпюры CDEFGH (рис.20).

Построение эпюр избыточных внутренних давлений

16.37.Для построения эпюры максимального рабочего избыточного внутреннего давления принимаем значения PВZ по п.16.29 [эпюра СD (рис.18)] и PВZ по п. 16.32 [эпюра АВ (рис.19)]; горное давление в соответствии с пп.2.17-2.19 в расчет не принимается.

16.38.При закрытом устье после открытого фонтани-рования газом PВИZ=PВZ- PНZ, следовательно:

-при Z=0, PВИZ=РВИУ=РВУ-РНУ=(38,3-0) МПа=38,3 МПа; -при Z=L=2400 м, PВИZ=РВИL =(44,3-26,4) МПа=17,9

МПа Строим эпюру АВ (рис. 21). 16.39.При испытании колонны на герметичность в

один прием без пакера при γЖ=1,2⋅104 Н/м3 максимальное рабочее внутреннее давление определяем по формулам (2.27), (2.28):

Рис.21 97

PВИZ=P′ВZ- P′НZ, , где P′ВZ=1,1 PВZ ; P′ВZ=1,1 PВУ+10-6 γЖZ=1,1⋅38,3+10-

6⋅1,2⋅104Z=42,13+1,2⋅10-2 ⋅Z; PВИZ=42,13+1,2⋅10-2 ⋅Z-PНZ,; -при Z=0, PВИZ=(42,13-0) МПа=42,13 МПа; -при Z=L=2400 м, РВИL =(42,13+1,2⋅10-22400-26,6)

МПа=44,53 МПа Строим эпюру СD (рис. 21).

Выбор труб и расчет колонны

16.40.Исходя из требований п.15.11 и табл.15.3, учи-тывая высокие избыточные внутренние давления — от 38,3 до 17,9 МПа в газовой среде (эпюра АВ) и от 42,13 до 44,53 в жидкой среде (эпюра СD), принимаем трубы по ГОСТ 632-80 диаметром 25 мм исполнения А, с резьбами ОТТГ на смазке Р-402 или Р-2 МВП.

Расчет на наружное избыточное давление проводим по данным п. 16.33 [эпюра CDEFGH (рис.20)], а на внутрен-нее избыточное давление — при испытании колонны на гер-метичность по п.16.39 [эпюра CD (рис.21)].

Для глубины Z=L=2400 м, PНИZ =РНИL =4,4 МПа, для ко-торого проверка на прочность не требуется. Поэтому для нижней секции колонны выбираем трубы по РВИL, для кото-рых максимально допустимое внутреннее давление по пре-делу текучести

РТ≥ РВИL⋅n2≥(44,53⋅1,15) МПа=51,4 МПа. Из прил.4 видно, что этому значению соответствуют

обсадные трубы 245⋅11,1 мм группы прочности Л, для кото-рых по прил.4 имеем РТ1=52,1 МПа и по прил.2-6 и 12 РКР1=26,1 МПа; QТ1=5334 кН; [Р]1=3158 кН; q1=0,647 кН/м.

В интервале действия горного давления на глубине 2300 м эти трубы не могут быть установлены, так как при n1=1,0 на этой глубине PНИZ =27,1 МПа>РКР1=26,1 МПа, т.е. длина 1-й секции колонны из труб 245⋅11,1 мм

l1=L-L1=(2400-2300) м=100 м, а вес ее Q1=(100⋅0,647) кН=64,7 кН.

Для 2-й секции колонны выбираем трубы диаметром 245 мм с толщиной стенки 12 мм группы прочности Л, для которых по прил. 2-4, 6 и 12 имеем:

РКР2=31,6 МПа >27,1 МПв; РТ2=56,3 МПа; QТ2=5746 кН; [Р]2=3432 кН; q2=0,697 кН/м.

Для 3-й секции принимаем те же трубы, что и для 1-й секции.

Тогда длину 2-й секции определяем из условия равен-ства РКР3=РКР1 и PНИZ в интервале действия горного давле-ния при n1=1,0.

По аналогии с формулами (2.30), (2.31)

221502300

23001 21502300l

РРРРР НИНИНИКРНИZ −

−−== или

22150230045,251,271,271,26 l

−−

−= , откуда l2=91 м.

Вес 2-й секции секции Q2=(91⋅0,697) кН=63,5 кН, длина

двух секций l1+l2=(100+91,2) м=191,2 м. Вес двух секций Q1+Q2=(64,7+63,5) кН=128,2 кН. Определяем Р’КР3 по формуле (2.35):

.1,265334

2,1283,011,26’3 МПаМПаРКР ≈⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −=

Так как значение Р′КР3 близко к РКР3=РКР1=26,1 МПа, то поправка l2 не требуется.

Проверим возможность применения этих труб для ус-ловия Z=0, т.е. при РВИУ=42,13 МПа (эпюра АВ рис.21) РТ3 / n2=РТ1 / n2= =52,1/1,15=45,5>42,13, что допустимо.

Менее прочные трубы из прил. 4 не удовлетворяют указанному требованию и использоваться не могут.

Тогда 3-я секция будет состоять из труб 245⋅11,1 мм группы прочности Л и ее длина l3=L-l1-l2=(2400-100-91) м =2209 м, а ее вес Q3=(2209⋅0,647) кН=1428 кН.

Общий вес колонны составит Q=Q1+Q2+Q3=(64,7+63,5+1428) кН=1556 кН. Запас прочности на растяжение по телу труб составит n3Ф=QT3/Q=QT1/Q=5334/1556=3,38>n3=1,45, что допус-

тимо. Так как [Р]3=[Р]1=3158 кН>Q=1556 кН, то прочность на

растяжение резьбового соединения ОТТГ также достаточ-на.

Конструкция колонны из труб по ГОСТ 632-80 исполнения А диаметром 245 мм

с соединением типа ОТТГ

Номер секции

Интервал ус-тановки, м

Длина секции,

Толщина стенки, мм

Группа прочно-сти

Вес секции, кН

1 2 3

2400…2300 2300…2209 2209…0

100 91

2209

11,1 12,0 11,1

Л Л Л

64,7 63,5

1428,0 Всего 0…2400 — — — 1556,0

100

Расчет натяжения обсадной колонны

16.41.Определяем значение натяжения обсадной ко-лонны в фонтанирующей скважине при следующих услови-ях:

Глубина скважины, м: L=3500. Высота подъема цементного раствора, м: L-h=700. Удельный вес жидкости, н/м3: γР=1,4⋅104; γВ=0,9⋅104. Температура, °С: на забое t0=90,t3=60. Внутреннее устьевое давление, МПа: Р=20. Удельный вес раствора в скважине после спуска ко-

лонны, н/м3: γ′′Н=γ′′В=γР=1,4⋅104. Обсадная колонна состоит из четырех секций, трубы

из стали группы прочности К и Е.

Конструкция скважины

Номер секции

Диаметр тру-бы и толщи-

на стенки, мм

Длина секции l,

Страги-вающая нагрузка,

кН

Масса 1 м труб q,

кг

Масса секций,

1 2 3 4

168х11 168х10 168х9

168х11

700 800 1350 650

1900 1700 1600 1900

43,5 39,9 36,2 43,5

30,5 32,0 49,0 28,3

Примечание. Счет секций ведется снизу вверх. Натяжение колонны производят после разгрузки на

забой. Значение натяжения QH определим из выражения (9.2). Предварительно найдем среднюю площадь сечения труб F, ∆t.

Площадь сечения труб получим из формулы

.5,496501350800

4513506,498002,54650 22 смсмF =⎟⎠⎞

⎜⎝⎛

++⋅+⋅+⋅

Средний внутренний диаметр d, соответствующий

площади 49,5 см2, равен 14,8 см. Среднюю температуру нагрева колонны определяем

по рис. 8. Принимаем t1=15°С;

101

;7535002800)1590(15)(

1012 CCLhLtttt o=⎥⎦

⎤⎢⎣⎡ −+=

−−+=

;84350028002060)(

3034 CCLhLtttt o=⎥⎦

⎤⎢⎣⎡ +=

−−+=

.272

)7584()1560( CCt oo

=⎥⎦⎤

⎢⎣⎡ −+−

=∆

Определяем слагаемые формулы (9.2): Q=qΣq⋅l=(9,8⋅109,3⋅103) кH=1070 кH; α⋅E⋅F⋅∆t=(12⋅10-6⋅2⋅1011⋅49,5⋅27⋅10-7) кH=320 кH; 0,31⋅PB⋅d2⋅103=(0,31⋅20⋅14,82⋅10-1) кH =135 кH; 0,655⋅l⋅(D2γP-d2γB)10-3=[0,655⋅2800(16,82⋅1,4-

14,82⋅0,9010-7] кH=363 кH Подставив эти значения в выражение (9.2), получим

из второго условия QH=1160 кH, что больше Q. Следова-тельно, QH=1160 кН.

Проверим прочность колонны, натянутой с усилием QH в процессе эксплуатации.

Для верхнего сечения трубы, расположенной у устья (4-я секция), прочность определяем из выражения (9.6). Расчет прочности произведем без учета влияния Р1 при QO=0.

Из первого условия с учетом того, что ∆γР=0, QH+Р2-Р3=(1160+0,47⋅20⋅14,82⋅10-1-

0,235⋅2800⋅14,82⋅0,5⋅10-7) кН=1292 кН. Тогда коэффициент запаса прочности, учитывая, что

[Р]=РСТР / n, составит

,46,112921900

7420611601900

==−+

=−+

=РРQ

Рn

СТР

т.е. коэффициент запаса прочности является доста-точным. Из второго условия

n=РСТР / QН=1,65. Проверим условие прочности для верхней трубы 3-й

секции. Коэффициент запаса прочности из первого условия

;320 РРQQ

СТР

−+−=

QО=g⋅l4⋅q4=283 кН. Из предыдущих вычислений Р2=206 кН; Р3=74 кН.

102

Тогда

.58,110481600

7420628311601600

==−+−

Промежуточная потайная колонна диаметром 219 мм

16.42.Расчет производим при следующих исходных

данных: Глубина, м: L=4100м; Lo=3100 м; l=3000м. Удельные веса, Н/м3: γЦ=1,85⋅104; γВ=γЖ=1,5⋅104. В интервале 3900…4000 м залегает водоносный пласт

с давлением на глубине l=S1=3950 м, РПЛlS1=56 МПа, вскры-ваемый буровым раствором γВ=1,5⋅104 Н/м3 и перекрывае-мый потайной колонной после углубления скважины до 4100 м, с подъемом цемента по всей длине. Испытания на герметичность потайной колонны производится вместе с предыдущей колонной без установки пакера.

При дальнейшем бурении на глубине l1=4300 м рас-твором γВ=1,5⋅104 Н/м3 вскрывается нефтяной пласт с дав-лением РПЛl1 = =60 МПа, из которого возможно нефтеводопроявление с понижением удельного веса жидкости в колонне до γВ=0,9⋅104 Н/м3. Скважина вертикальная.

16.43.Определяем избыточные наружные давления по формулам (6.1) и (6.2):

а) избыточное наружное давление на момент оконча-ния цементирования потайной колонны:

по формуле (6.1) PНИ=10-6(γЦ-γВ) (Z-lO) при lО≤Z≤L -при Z=l0, PHИZ=0; -при Z=LО=3100 м РНИZ=[10-6(1,85-1,50)104⋅(3100-3000)] МПа=0,35 МПа; -при Z=L=4100 м РНИZ=[10-6(1,85-1,50)104⋅(4100-3000)] МПа=3,85 МПа; б) избыточное давление при нефтеводопроявлении с

открытым устьем: по формуле (6.2) — РНИZ=РНZ-10-6 γВ Z при LО≤Z≤L при Z=LО=3100 м по формуле (2.7): РНZ=РНLО=(10-6⋅1,1⋅104⋅3100) МПа=34,1 МПа; РНИLО=(34,1-10-6⋅0,9⋅104⋅3100) МПа=6,2 МПа; при Z=l=S1=3950 м, РНS1=56 МПа;

103

РНИS1=(56-10-6⋅0,9⋅104⋅3950) МПа=20,5 МПа; при Z=L=4100 м. По формуле (2.11)

;52,57

)39504100(39504300566056)( 1

111

МПа

МПаSLSlPP

PРР HSПЛlHSНLНZ

=⎥⎦⎤

⎢⎣⎡ −

−−

+=−−

−+==

РНИZ=(57,52-10-6⋅0,9⋅104⋅4100) МПа=20,62 МПа Так как РНИZ по пункту б выше, чем по пункту а, то для

расчета на избыточное наружное давление принимаем на-грузки по пункту б, эпюра которых АВС приведена на рис.22.

16.44.Определяем внутренние давления в потайной колонне:

а) При нефтеводопроявлении с закрытым устьем по формуле (3.1)

РВZ=РПЛl1-10-6γВ(l1-z) при LO≤Z≤l; при Z=LO=3100 м РВZ=РВLО=[60-10-6⋅0,9⋅104(4300-3100)] МПа=49,2 МПа при Z=LO=4100 м РВZ=РВL=[60-10-6⋅0,9⋅104(4300-4100)] МПа=58,2 МПа б) В процессе бурения под следующую за потайной

колонну по формуле (3.2) РВZ=10-6γВ z, при О≤Z≤L; при Z=LO=3100 м РВZ=РВLО=(10-6⋅1,5⋅104⋅3100)] МПа=46,5 МПа; при Z=L=4100 м РВZ=РВL=(10-6⋅1,5⋅104⋅4100)] МПа=61,5 МПа; Так как для обоих вариантов наружное давление оп-

ределяется по пп.16.43, то давление РВZ по варианту (а) принимаются как более высокие при Z=LO для расчета ко-лонны на внутреннее избыточное давление.

16.45.Определяем избыточные внутренние давления при испытании потайной колонны на герметичность (вместе с предыдущей колонной) в один прием без пакера по фор-муле (6.6):

РВИZ=1,1 РВLО+10-6γЖ (Z-LO)-РНZ; при LО≤Z≤L, где РВLО=49,2 МПа по п.16.44,а; РНZ принимается по п. 16.43,б. Минимально необходимое внутреннее давление на

глубине Z=LО при испытании на герметичность потайной колоны по п.2.17:

Р′ВLО=1,1 РВ=(1,1⋅49,2) МПа=54,12 МПа.

104

Рис.22 Рис.23.

105

Тогда минимально необходимое давление на устье скважины при испытании на герметичность потайной ко-лонны жидкостью удельным весом γЖ=1,5⋅104Н/м3 составит

Ру=Р′ВLО-10-6γЖ LO=(54,12-10-6⋅1,5⋅104⋅3100)] МПа= =7,62 МПа; Максимальные избыточные внутренние давления в

колонне при испытании на герметичность составляет: при Z=LO=3100 м, РНZ=34,1 МПа; РВИZ=РВИLО=(1,1⋅49,2-34,1) МПа=20,02 МПа при Z=3900 м по формуле (2.7) при h=0 РНZ=(10-6⋅1,1⋅104⋅3900)] МПа=42,9 МПа; РВИZ=[1,1⋅49,2+10-6⋅1,5⋅104⋅(3900-3100)-42,9] МПа

=23,22 МПа; при Z=l=S1=3950 м, РНZ=РНS1=56 МПа; РВИZ= РВИS1=[1,1⋅49,2+10-6⋅1,5⋅104⋅(3950-3100)-56] МПа=

=10,87 МПа; при Z=4000 м по формуле (2.7) при h=0 РНZ=(10-6⋅1,1⋅104⋅4000) МПа=44.0 МПа; РВИZ=[1,1⋅49,2+10-6⋅1,5⋅104⋅(4000-3100)-44,0] МПа

=23,62 МПа; при Z=L=4100 м, РНZ= РНL=57,52 МПа;

РВИZ= РВИL=[1,1⋅49,2+10-6⋅1,5⋅104⋅(4100-3100)-57,52] МПа = = 11,6 МПа;

Эпюра максимальных избыточных внутренних давле-ний АВСDЕ приведена на рис.23. В интервале 3900…4000 м (водоносный пласт) РВИ принято постоянным по среднему значению РВИZ=10,87 МПа.

16.46. Трубы для 1-й нижней секции определяем из расчета на внешнее давление (эпюра на рис. 22).

Максимальному наружному избыточному давлению 20,62 МПа на глубине 4100 м при n1=1,0 (п.3,20 соответст-вуют по прил. 2 трубы 219⋅10.2 по ГОСТ 632-80 исполнения Б, марки К с короткой резьбой треугольного профиля (РКР1=22,3 МПа).

Для 2-й секции примем такие же трубы 219⋅10,2 марки Д, для которых по прил. 2-4 и 12: РКР2=19,0 МПа, QT2=2490 kH, PT2=30,4МПа и q2=0,528кН/м.

Эти трубы по эпюре на рис.22 при n1=1,0 могут быть установлены на глубине L1=3865 м. Эту глубину можно так-же определить

106

из условия

),3950(31003950

2,65,205,2019 1L−−−

−= откуда L1=3865 м.

Длина 1-й секции l1=(4100-3865) м=235 м. Вес секции Q1=(235⋅0,528) кН=124 кН. Определяем значение Р′КР2 для труб 2-й секции с уче-

том растяжения по формуле (2.38):

.1924901243,01193,01

122 МПаМПа

РР КРКР ≈⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −=⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−=′

Так как изменение РКР незначительно, то длина 1-й секции не изменяется и принимается l1=235 м.

Для 3-й секции примем трубы 219⋅8,9 Д, для которых РКР3=14,2 МПа, QT3=2196 кH, PT3=26,5 МПа и q3=0,469 кН/м.

Максимальная глубина установки труб L2=3580 м и длина 2-й секции l2=(3865-3580) м =285 м. Q2=285⋅0,528=150 кН.

Вес двух секций Q1+ Q2=(124+150) кН =274 кН. Уточним значение РКР3 с учетом веса труб по формуле

(2.35): ,7,1321962743,012,143 кНкНРКР =⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −=′

что отвечает глубине L2=3550 м. Тогда уточненная длина 2-й секции l2=(3865-3550) м=315 м, а ее вес Q′2=(315⋅0,528)

кН=166 кН. Вес двух секций Q1+Q2=(124+166) кН =290 кН. Внутреннее избыточное давление на глубине 3550 м

по эпюре на рис.23 составляет 21,82 МПа и может быть оп-ределено расчетом:

( ) .82,213550390031003900

02,2022,2322,23 МПаМПаРВИZ =⎥⎦⎤

⎢⎣⎡ −

−−

−=

Запас прочности на внутреннее давление для нижней тру-бы 3-й секции составит

n2=РТ3 / РВИZ=26,5/21,82=1,21>1,15, что допустимо (п.2.26). Так как в интервале

3100…3550 м избыточные наружные и внутренние давле-ния уменьшаются, то по этим видам нагружения колонна в данном интервале может быть составлена из труб 3-й сек-ции, т.е. ее длина l3=(3550-3000) м=550 м, вес Q3=(550⋅0,469) кН=258 кН.

Общий вес потайной колонны Q=Q1+Q′2+Q3=(124+166+258) кН =548 кН.

107

Для труб 3-й секции 219⋅8,9 Д исполнения Б по ГОСТ 632-80 с короткой резьбой по прил. 5 имеем РСТ=1304 кН.

Запас прочности на страгивание по верхней трубе ко-лонны

n3=РСТ/Q=1304/548=2,38>1,30, что допустимо (п.3.20), т.е. колонна составляется из

трех рассмотренных секций. Увеличение толщины стенки труб с учетом износа не

предусматривается.

108

Приложение 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

Группа прочности 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

146 8,5 9,5

10,7

1118

1177

1294

1471

1706

1883

168 8,9 10,6 12,1

1284

1353

1490

1696

1961

2167

178 9,2 10,4 11,5 12,7 13,7 15,0

1333

1402

1539

1745

2030

2236

194 9,5

10,9;12,7; 15,1

1667*

1843

1902

1941

2089

2138

2373

2432

2755

2814

3040

3109

Допустимые нагрузки, при которых напряжение в теле трубы

достигает 0,8 от предела текучести (коэффициент запаса прочности равен 1,25).

109

Приложение 1

Исходные данные для расчета

Объединение (УБР)________________________________________________ Скважина_________________________________________________________

(номер) (площадь) (назначение-

_______________________________________________, количество скважин -разведка, эксплуатация и т.д.)

данного типа в объединении (УБР) ____________. (штук)

Назначение колонны Промежуточные

№/№

Исходные данные для расчета

1-я 2-я 3-я 4-я 5-я Эксплуатаци онная

1 Диаметр колонны d, мм (м) 2 Диаметр ствола скважины D, мм

(м)

3 Интервал спуска колоны, м 4 Удельный вес бурового

раствора, Н/м3

5 Сведения о цементировании: -расстояние от устья до уровня цемента h, м -удельный вес цементного раствора γЦ, Н/м3

6 Сведения о снижении уровня жидкости в эксплуатационных колоннах в поздний период эксплуатации и в промежуточных колоннах при возможном поглощении бурового раствора. Расстояние от устья до уровня жидкости в колонне H, м. Удельный вес жидкости в колонне γВ, Н/м3

110

Продолжение приложения 1

Назначение колонны Промежуточные

№п/п

Исходные данные для

расчета

1-я 2-я 3-я 4-я 5-я Экс-плуат-аци- онная

7 Сведение о пластовых давлениях -интервал действия пластового давления, м -пластовое давление, МПа, или его градиент

8 Сведения о горном давлении: -интервал действия горного давления (высоко-пластичных пород), м -средний удельный вес горных пород, Н/м3, или градиент горного давления

9 Удельный вес пластового флюида, Н/м3

10 Сведения о снижении удельного веса жидкости в промежуточной колонне при проявлении и в эксплуата-ционной колонне в период ввода в эксплуатацию: -наименьший удельный вес жидкости в промежуточной колонне при проявлении, Н/м3

11 Удельный вес жидкости при испытании колонны на герметичность, Н/м3

12 Сведения о мощности экс-плуатационного объекта, м

13 Сведения об изменении температуры по глубине, °С

111

Сведения об интенсивности пространственного искривления ствола скважины

Углы, градус № п/п

Интервал замера, м δ1 δ2 β1 β2

δ1,δ2 –углы наклона в начальной и конечной точках рассматриваемого участка длиной l(10м); β1,β2-разность азимутальных углов в тех же точках.

112

I.ПРОЧНОСТНЫЕ И ВЕСОВЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТРУБ

ОТЕЧЕСТВЕННОГО ПРОИЗВОДСТВА

Приложение 2

Критические давления для обсадных труб по ГОСТ 632-80, МПа

Трубы исполнения А

Группа прочности Условный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Д Е Л М Р Т

114 5,2 5,7 6,4 7,4 8,6

10,2

20,324,229,536,945,3

—

— —

38,6 50,3 63,4

—

— —

42,7 57,1 73,4 93,7

— —

45,9 62,7 82,4

106,9

— — —

7,1 95,5

127,4

— — — —

102,1138,6

127 5,6 6,4 7,5 9,2

10,7

19,024,632,243,052,3

— 31,1 42,7 60,0 74,1

— 33,6 47,7 69,2 86,7

— 35,5 51,7 77,4 98,3

— —

56,6 88,8

116,4

— —

58,6 94,4

126,0

140 6,2 7,0 7,7 9,2

10,5

19,324,428,837,745,2

— 30,7 37,4 51,7 63,3

— 33,2 41.3 58,8 73,3

— 35,0 44,2 64,9 82,4

— —

47,6 72,8 95,3

— —

49,1 76,5

101,9

146 6,5 7,0 7,7 8,5 9,5

10,7

19,422,426,731,437,143,7

— 27,7 34,2 41,6 50,7 61,0

— 29,8 37,4 46,3 57,5 70,4

— 31,3 39,7 50,0 63,2 78,8

— — —

54,5 70,8 90,7

— — —

56,5 74,2 96,6

168 7,3 8,0

18,322,1

21,9 27,3

— —

113

Продолжение приложения 2

Группа прочности Условный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Д Е Л М Р Т

168 8,9 10,6 12,1

26,9 35,4 42,6

34,4 47,9 59,3

37,6 54,2 68,3

40,0 59,3 76,3

42,8 65,9 87,4

44,0 68,7 92,9

178 5,9 6,9 8,1 9,2

10,4 11,5 12,7 13,7 15,0

9,8 14,4 20,3 25,9 31,7 36,9 42,3

— —

24,6 32,8 42,1 50,2 58,7 65,6

—

— —

26,3 35,8 46,9 57,0 67,6 76,2 86,9

— — —

37,9 50,6 62,6 75,4 85,8 98,5

— — —

40,4 55,2 69,9 86,4 99,8

116,6

— — —

41,5 57,3 73,2 91,7

107,0126,3

194 7,6 8,3 9,5

10,9 12,7 15,1

14,7 17,9 23,4 29,8 37,5

—

— 21,3 29,2 39,0 51,4

—

— 22,4 31,6 43,1 58,3 77,4

— 23,2 33,1 46,4 64,3 87,4

— 24,2 35,1 50,2 72,1

101,9

— 24,6 35,9 51,8 75,7

109,4

1219 6,7 7,7 8,9

10,2 11,4 12,7 14,2

7,9 11,4 16,0 21,2 26,1 31,2

—

— —

18,5 26,0 33,2 41,3 50,4

— —

19,5 27,7 36,3 46,0 57,2

— —

20,1 29,0 38,4 49,6 62,8

— — —

30,5 41,0 54,0 70,3

— — — —

42,1 55,9 73,6

245 7,9 8,9

10,0 11,1 12,0 13,8 15,9

9,2 12,4 16,2 20,2 23,4 29,9

—

— 13,9 18,9 24,4 29,3 39,2

—

— 14,5 19,8 26,1 31,6 43,4 57,5

— 14,8 20,5 27,2 33,2 46,7 63,2

— —

21,3 28,4 35,1 50,6 70,8

— — —

28,9 36,0 52,3 74,2

114

Продолжение приложения 2

Группа прочности Условный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Д Е Л М Р Т

273 7,1 8,9

10,2 11,4 12,6 13,8 15,1 16,5

5,1 9,4

13,1 17,0 20,9 24,8

— —

— 10,3 14,9 19,9 25,4 31,3 37,6

—

— 10,6 15,5 21,0 27,2 33,8 41,6 50,0

— 10,9 16,0 21,7 283 35,8 44,5 54,3

— —

16,5 22,5 29,7 37,9 48,0 59,7

— — — —

30,338,949,562,1

299 8,5 9,5

11,1 12,4 14,8

6,6 8,8

13,0 16,8

—

— —

14,7 19,6 30,0

— —

15,4 20,7 32,4

— —

15,8 21,4 34,1

— — —

22,3 36,1

— — —

22,537,0

324 8,5 9,5

11,0 12,4 14,0

5,3 7,2

10,4 13,9 18,2

— 7,6

11,6 15,9 21,7

— 7,8

12,0 16,6 22,9

— —

12,3 17,1 23,8

— — —

17,6 24,8

— — —

17,825,2

340 8,4 9,7

10,9 12,2 13,1 14,0 15,4

4,5 6,7 9,0

12,0 14,1 16,5 20,1

— 7,2 9,9

13,4 16,3 19,2 24,3

— 7,3

10,2 13,9 17,0 20,3 26,0

— — —

14,3 17,4 21,0

—

— — — —

18,0 21,8

—

— — — —

18,222,1

— 351 9,0

10,0 11,0 12,0

4,9 6,6 8,4

10,6

— 7,1 9,2

11,8

— 7,3 9,5

12,2

— —

9,7 12,4

— — — —

377 9,0 10,0 11,0 12,0

4,0 5,4 7,1 8,8

— 5,8 7,5 9,7

— —

7,7 9,9

— — — —

115

Продолжение приложения 2

Группа прочности Условный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Д Е Л М Р Т

406 9,5 11,1 12,6 16,7

3,8 5,9 8,2

16,4

— 6,3 9,0

19,1

— — — —

426 10,0 11,0 12,0

3,9 5,0 6,4

— 5,4 6,9-

— — —

473 11,1 3,7 — —

— — —

508 11,1 12,7 16,1

3,1 4,6 8,7

— — —

Трубы исполнения Б

Группа прочности Условный

диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

Овальность 0,01 114 6,4

7,4 8,6

26,733,641,8

32,642,353,4

35,2 46,2 59,0

— 52,368,0

— —

76,2

— —

87,8

— —

93,7

127 6,4 7,5 9,2

22,129,139,6

26,436,050,5

28,1 39,0 55,7

— 43,563,9

— —

71,2

— —

81,5

— —

86,6

140 6,2 7,0 7,7 9,2

10,5

17,321,925,934,541,8

20,026,131,743,453,3

21,1 27,8 34,1 47,5 58,9

— —

37,553,967,9

— —

40,3 59,3 76,0

— —

43,6 66,6 87,6

— —

45,1 70,0 93,5

116

Продолжение приложения 2

Группа прочности Условный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

146 6,5 7,0 7,7 8,5 9,5

10,7

17,420,124,028,433,840,2

20,123,726,935,042,551,3

21,2 25,2 31,1 37,9 46,6 56,7

— 27,234,042,252,665,1

— — —

45,6 57,8 72,6

— — —

50,0 64,7 83,2

— — —

51,9 67,9 88,6

168 7,3 8,0 8,9

10,6 12,1

16,419,724,132,339,2

18,923,229,140,349,9

19,9 24,7 31,3 44,0 55,0

21,226,634,249,563,0

— —

36,6 54,2 70,2

— —

39,3 60,2 80,2

— —

40,5 63,0 85,2

178 6,9 8,1 9,2

10,4 11,5 12,7

12,818,123,228,633,638,8

14,521,227,935,442,249,4

15,1 22,4 29,9 38,3 46,1 54,4

— 24,032,542,652,262,4

— —

34,6 46,2 57,3 69,4

— —

37,2 50,6 63,9 79,2

— —

38,2 52,5 67,1 84,0

194 7,6 8,3 9,5

10,9 12,7

13,216,021,026,934,3

14,918,424,932,943,1

15,5 19,3 26,6 35,5 47,3

— 20,528,739,353,5

— —

30,4 42,3 58,8

— —

32,3 46,0 66,0

— —

33,1 47,6 69,3

219 7,7 8,9

10,2 11,4 12,7 14,2

10,214,219,023,428,233,7

11,316,222,328,234,842,3

11,7 17,0 23,5 30,2 37,6 46,3

— 17,825,333,041,952,4

— 18,5 26,6 35,1 45,2 57,4

— —

28,1 37,6 49,4 64,2

— —

28,7 38,8 51,4 67,4

245 7,9 8,9

10,0 11,1 12,0

8,2 11,114,518,021,1

9,0 12,416,521,125,0

9,3 12,7 17,3 22,3 26,6

— 13,318,223,728,7

— 13,7 18,9 24,9 30,4

— —

19,7 26,3 32,4

— —

20,1 26,9 33,2

117

Продолжение приложения 2

Группа прочности Условный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

273 7,1 8,9

10,2 11,4 12,6 13,8

4,7 8,4

11,815,118,622,2

5,0 9,2

13,117,221,926,6

5,1 9,5

13,6 18,1 23,0 28,3

— —

14,319,224,730,8

— —

14,8 20,0 26,0 32,7

— —

15,3 20,9 27,4 34,9

— —

15,621,328,035,9

299 8,5 9,5

11,1 12,4 14,8

6,0 7,9

11,715,021,5

6,4 8,6

12,917,125,5

6,6 8,9

13,5 17,9 27,2

— 9,2

14,118,929,5

— 9,4

14,6 19,7 31,2

— 9,7

15,1 20,6 33,2

— 9,8

15,421,034,1

324 9,5 11,0 12,4 14,0

6,5 9,4

12,416,3

7,0 10,314,018,8

7,2 10,6 14,5 19,7

— 11,115,321,0

— 11,4 15,8 21,9

— 11,7 16,4 22,9

— 11,916,723,4

340 9,7 10,9 12,2 13,1 14,0

6,1 8,1

10,712,614,7

6,5 8,8

11,914,216,8

6,6 9,1

12,4 14,8 17,5

— — — — —

351 9,0 10,0 11,0 12,0

4,5 6,0 7,6 9,5

4,8 6,5 8,3

10,5

— — — —

377 9,0 10,0 11,0 12,0

3,7 5,0 6,4 7,9

3,9 5,3 6,9 8,6

— — — —

406 9,5 11,1 12,6

3,5 5,4 7,4

— — —

— —

— — —

118

Продолжение приложения 2

Группа прочности Условный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

426 10,0 11,0 12,0

3,5 4,6 5,8

3,7 4,9 6,3

— — —

473 11,1 3,5 3,7 — — — — — 508 11,1 2,9 3,0 — — — — —

Овальность 0,015 245 7,9

8,9 10,0 11,1 12,0 13,8

7,4 9,9

12,816,018,624,0

8,2 11,214,818,822,329,5,

8,6 11,7 15,6 20,0 23,8 32,0

— 12,416,721,726,035,5

— 12,8 17,5 22,8 27,7 38,5

— 13,4

— 24,5 29,9 42,4

— 13,7

— 25,231,044,2

273 7,1 8,9

10,2 11,4 12,6 13,8

4,3 7,6

10,513,416,519,6

4,6 8,4

11,915,519,523,6

4,8 8,8

12,4 16,4 20,7 25,4

— —

13,117,522,427,8

— —

13,8 18,4 23,8 29,8

— —

14,5 19,6 25,5 32,3

— —

14,820,126,333,4

299 8,5 9,5

11,1 12,4 14,8

5,4 7,2

10,413,219,0

6,0 7,9

11,815,422,7

6,1 8,2

12,4 16,2 24,3

— 8,6

13,017,426,7

— 8,9

13,6 18,2 28,4

— 9,3

14,3 19,3 30,8

— 9,4

14,619,831,8

324 9,5 11,0 12,4 14,0

5,9 8,4

11,114,4

6,5 9,4

12,616,9

6,7 9,8

13,2 17,8

— 10,314,119,2

— 10,7 14,7 20,2

— 11,7 15,5 21,5

— 11,415,822,1

340 9,7 10,9 12,2 13,1 14,0

5,5 7,4 9,6

11,313,0

6,0 8,1

10,812,815,1

6,2 8,4

11,3 13,5 15,9

— — — — —

119

Окончание приложения 2

Группа прочности Условный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

351 9,0 10,0 11,0 12,0

4,1 5,5 7,0 8,5

4,5 6,0 7,6 9,5

— — — —

377 9,0 10,0 11,0 12,0

3,4 4,5 5,8 7,2

3,7 4,9 6,4 7,9

— — — —

406 9,5 11,1 12,6

3,2 4,9 6,8

3,4 5,3 7,4

— — —

426 10,0 11,0 12,0

3,3 4,2 5,3

3,5 4,6 5,8

— — —

473 11,1 3,2 3,5 — — — — — 508 11,1 2,7 2,8 — — — — —

120

Приложение 3

Растягивающие нагрузки, при которых напряжения

в теле труб по ГОСТ 632-80 достигают предела текучести, кН

Группа прочности Условный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

114 5,2 5,7 6,4

7,4

8,6

10,2

666 744 824

(804) 940

(920) 1078

(1058) —

— —

(1058)

(1216)

(1392) —

— —

1196

1372

1568

— —

1412

1628

1862

2176

— —

1646

1882

2156

2530

— — —

2314

2646

3098

— — — —

2942

3452 127 5,6

6,4

7,5

9,2

10,7

804 920

(902) 1058

(1038) 1294

(1274) 1490

—

(1176)

(13720

(1666)

— 1332

1548

1882

2156

— 1588

1842

2236

2548

— 1842

2138

2568

2960

— —

2608

3156

3628

— —

2902

3510

4040 140 6,2

7,0

7,7

9,2

10,5

980 (9600 1098

(107801216

(1196) 1430

(1412) 1608

(1588)

(1274)

(1430)

(1568)

(1842)

(2078)

1430

1608

1764

2078

2352

—

1902

2078

2470

2784

—

2216

2412

2862

3236

— —

2960

3510

3962

— —

3294

3902

4412

146 6,5 1078 (1058)

(1392)

1568 — — — —

121

Продолжение приложения 3

Группа прочности Условный

диаметр трубы, мм

Толщи на

стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

146 7,0

7,7

8,5

9,5

10,7

1156 (1136) 1274

(1254) 1392

(137201548

(1510) 1726

(1686)

(1490)

(1646)

(1804)

(2000)

(2234)

1686

1842

2020

2234

2510

2000

2196

2412

2666

2980

2314

2530

2784

3078

3452

— —

3412

3784

4236

— —

3804

4216

4706

168 7,3

8,0

8,9

10,6

12,1

1392 (1372) 1510

(1490) 1686

(1666) 1980

(1960) 2254

(2216)

(1804)

(1962)

(2176)

(2568)

(2902)

2040

2216

2450

2882

3274

2412

2628

2922

3432

НЕТнет

— —

3372

3980

4490

— —

4138

4884

5510

— —

4608

5432

6138

178 5,9 6,9

8,1

9,2

10,4

11,5

12,7

13,7 15,0

1216 1412

(1372) 1626

(1608) 1842

(1824) 2078

(2038) 2274

(2234) 2490

(2450) — —

—

(1804)

(2118)

(2392)

(2686)

(2942)

(3216) — —

— 2038

2372

2686

3020

3314

3628

3882

—

— —

2824

3196

3568

3922

4314

46284980

— — —

3686

4138

4550

4980

5354 5766

— — —

4530

5080

5588

6118

65707100

— — —

5040

5648

6216

6806

72967884

122

Продолжение приложения 3

Группа прочности Условный диа метр трубы мм

Толщи- на

стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

194 7,6

8,3

9,5

10,9

12,7

15,1

1686 (1646) 1824

(1804) 2078

(2038) 2372

(2334) 2744

(2686) —

(2176)

(2372)

(2686)

(3058)

3530)

—

2450

2666

3020

3452

3980 —

—

3156

3588

4098

4726

5550

—

3666

4158

4746

5472

6412

—

4490

5118

5824

6706

7884

—

5000

5688

6472

7472

8766 219 6,7

7,7

8,9

10,2

11,4

12,7

14,2

1686 1940

(1902) 2234

(2196) 2530

(2490) 2824

(2764) 3118

(3058) 3470

(3392)

—

(2510)

(2196)

(3274)

(3648)

(4040)

(4470)

— 2824

2882

3686

4098

4530

5040

— —

3236

4372

4864

5392

5982

— —

4452

5060

5628

6236

6922

— — —

6216

6922

7648

8492

— — —

6922

7688

8512

9452

245 7,9

8,9

10,0

11,1

12,0

13,8

15,9

2216 (2176) 2490

(2450) 2784

(2744) 3078

(3020) 3314

(3254) 3784

(3726) —

(2882)

(3236)

(3608)

(3980)

(4294)

(4902)

—

3236

3628

4060

4470

4824

5510 —

—

4314

4824

5334

5746

6550

7472

—

4980

5570

6158

6628

7570

8648

— —

6844

7570

8158

9296

10610

— —

7610

8414

9060

10336

11806

123

Продолжение приложения 3

Группа прочности Услов

ный диа-метр трубымм

Толщи на стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

273 7,1

8,9

10,2

11,4

12,6

13,8

15,1 16,5

2254 (2216) 2804

(2744) 3196

(3138) 3550

(3490) 3902

(3844) 4256

(4176) — —

(2902)

(3608)

(4118)

(4588)

(5060)

(5510)

— —

3274

4060

4648

5158

5688

6198

6746-

—

4844

5510

6138

6746

7354

80028708

—

5584

6374

7100

7806

8512

9276 10080

— —

7924

8708

9590

10454

11376 12376

— —

8708

9688

10670

11630

12650 13748

299 8,5

9,5

11,1

12,4

14,8

2942 (2882)

324 (3216) 3804

(3726) 4216

(4158) 5000

(4902)

(3784)

(4216)

(4926)

(5452)

(6472)

4256

4746

5510

6138

7256

—

5648

6550

7296

8630

—

6530

7590

8434

9982

—

8022

9316

10356

12258

—

8924

10356

11532

13630

324 8,5 9,5

11,0

12,4

14,0

3196 3550

(3490) 4098

(4020) 4608

(4510) 5178

(5080)

—

(4588)

(5294)

(5942)

(6668)

— 5158

5962

6688

7512

— —

7080

7942

8924

— —

8198

9198

10316

— —

10060

11278

12670

— —

11178

12552

14102

124

Продолжение приложения 3

Группа прочности Усл. диа-метр трубмм

Толщи на стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

340 8,4 9,7

10,9

12,2

13,1

14,0

15,4

3314 3804

(3746) 4274

(4196) 4766

(4668) 5098

(5000) 5432

(5334) —

—

(4922)

(5510)

(6158)

(6590)

(7020) —

— 5530

6198

6904

7394

7884

—

— 6590

7374

8218

8806

9374

10276

— — —

9512

10178

10846

11886

— — — —

12494

13316

14592

— — — —

13906

14808

16220 351 9,0

10,0

11,0

12,0

3666 (3608) 4060

(2980) 4452

(4372) 4844

(4766)

(4746) (5256)

(5746)

(6256)

—

5902—

6472

7040

—

7020

7688

8374

— —

8904

9688

— — — —

377 9,0

10,0

11,0

12,0

3962 (3862) 4372

(4294) 4804

(4706) 5216

(5118)

(5098)

(5648)

(6198)

(6746)

—

6354

6962

7570

— —

8276

9002

— — — —

125

Окончание приложения 3

Группа прочности Услов

ный диа-метр трубымм

Толщи На стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

406 9,5

11,1

12,6

16,7

4490 (4412) 5236

(5138) 5902

(5804) 7746

(5804)

(6746)

(7623)

—

7590

8590

11258

— — — —

426 10,0

11,0

12,0

4962 (4864) 5432

(5334) 5922

(5804)

(6394)

(7020)

(7648)

—

7904

8590

— — —

473 11,1 6098 (6000)

(7884)

— — — — —

508 11,1

12,7 16,1

6570 (6452) 7492 9434

(8492)

— — —

Примечание. Значение прочностных показателей, взятые в скобки, относятся только к трубам исполнения Б, значения прочностных показателей без скобок относятся к трубам исполнения А и Б.

126

Приложение 4

Внутренние давления, при которых напряжения в теле трубы по ГОСТ 632-80 достигают предела текучести, МПа

Группа прочности Услов

ный диа-метр трубымм

Толщина

стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

114 30,2 33,1 37,2

(36,5)42,9

(42,3)50,0

(49,0)-

— —

(48,0)

(55,5)

(64,5) —

— —

54,0

62,4

72,5 —

— — 64,2 74,2 86,3 102,3

— —

74,2

85,9

99,8

118,3

— — —

105,4

122,5

145,3

— — — —

136,2

161,6127 29,3

33,4 (32,8)39,2 (38,) 48,1

(47,3)56,0

—

(43,2)

(50,7)

(62,2) —

— 48,6

57,0

69,8

81,3

— 57,7

67,6

83,0

96,6

— 66,9

78,3

96,1

111,8

— —

96,2

117,9

137,2

— —

106,9

131,1

152,5140 29,5

(28,9)33,2

(32,6)36,6

(36,0)43,7

(42,9)49,9

(49,0)

(38,0)

(42,9)

(47,3)

(56,5)

(64,5)

42,7

48,3

53,1

63,5

72,4

—

57,4

63,1

75,5

86,2

—

66,5

73,1

87,4

99,7

— —

89,7

107,3

122,4

— —

99,8

119,2

136,1

127

Продолжение приложения 4

Группа прочности Услов

ный диа-метр трубымм

Тол щина стен ки, мм

Д К Е Л М Р Т

146 6,5

7,0

7,7

8,5

9,5

10,7

29,5 (29,0) 31,8

(31,3) 35,0

(34,3) 38,6

(37,9) 43,1

(42,4) 48,6

(47,7)

(38,1)

(41,1)

(45,2)

(49,9)

(55,8)

(62,8)

42,9

46,2

50,8

56,1

62,7

70,6

—

63,5

60,4

66,7

74,5

83,9

—

54,9

69,9

77,2

86,3

97,2

— — —

94,7

105,9

119,2

— — —

105,3

117,7

132,5

168 7,3

8,0

8,9

10,6

12,1

28,8 (28,2) 31,6

(31,0) 35,1

(34,5) 41,9

(41,1) 47,7

(46,9)

(37,3)

(40,8)

(45,4)

(54,0)

(61,7)

41,9

45,8

51,0

60,7

69,3

49,7

54,4

60,6

72,2

82,4

— —

70,1

83,5

95,4

— —

86,1

102,5

117,1

— —

95,7

114,0

130,1

178 5,9 6,9

8,1

9,2

10,4

11,5

12,7

13,7 15,0

22,1 25,8

(25,3) 30,3

(29,7) 34,3

(33,4) 38,8

(38,10 42,9

(42,2) 47,4

(46,6) — —

(33,3)

(39,1)

(44,4)

(50,2)

(55,5)

(61,3) — —

— 37,4

43,9

49,9

56,4

62,4

68,9

74,3

—

— —

52,3

59,3

67,1

74,1

81,9

88,3 96,7

— — —

68,6

77,5

85,8

94,7

102,2 111,9

— — —

84,2

95,2

105,3

116,3

125,5137,4

— — —

93,6

105,9

117,1

129,3

139,5152,7

128

Продолжение приложения 4

Группа прочности Условный диа-метр трубымм

Тол щина стен ки, мм

Д К Е Л М Р Т

194 7,6

8,3

9,5

10,9

12,7

15,1

26,1 (25,6) 28,4

(27,9) 32,5

(32,0) 37,4

(36,7) 43,5

(42,7) —

(38,6)

(36,8)

(42,1)

(48,2)

(56,3)

—

37,8

41,3

47,3

54,2

63,2 —

—

49,1

56,2

64,5

75,1

89,3

—

56,9

65,0

74,6

87,0

103,4

—

69,8

79,9

91,7

106,8

127,0

—

77,5

88,7

101,9

118,6

141,1219 6,7

7,7

8,9

10,2

11,4

12,7

14,2

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)

(30,2)

(34,8)

(39,9)

(44,6)

(49,7)

(55,6)

— 33,9

39,2

44,9

50,2

55,9

62,4

— —

46,6

53,3

59,6

66,5

74,3

— —

53,8

61,8

69,0

76,9

86,0

— — —

75,8

84,7

94,4

105,5

— — —

84,3

94,2

104,9

177,4

245 7,9

8,9

10,0

11,1

12,0

13,8

15,9

21,5 (21,1) 24,2

(23,7) 27,2

(26,7) 30,1

(29,6) 32,5

(32,0) 37,4

(36,8) —

(27,7)

(31,3)

(35,1)

(38,9)

(42,1)

(48,4)

—

31,2

35,1

39,4

43,7

47,4

54,4 —

—

41,8

46,9

52,1

56,3

64,7

74,5

—

48,2

54,2

60,2

65,1

74,9

86,3

— —

66,6

73,9

79,9

91,9

105,9

— —

74,0

82,2

88,8

102,2

117,7

129

Продолжение приложения 4

Группа прочности Условный диа-метр трубымм

Толщина стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

273 7,1

8,9

10,2

11,4

12,6

13,8

15,1 16,5

17,3 (17,0) 21,7

(21,3) 24,8

(24,3) 27,7

(27,3) 30,6

(30,1) 33,5

(32,9) — —

(22,3)

(27,9)

(32,1)

(35,8)

(39,6)

(43,3)

— —

25,1

31,5

36,0

40,3

44,5

48,7

53,3-

—

37,4

42,8

47,8

52,8

57,9

63,3 69,2

—

43,2

49,5

55,4

61,2

67,1

73,3 80,1

— —

60,8

67,9

75,1

82,3

90,0 98,3

— —

67,6

75,6

83,5

91,5

100,1109,3

299 8,5

9,5

11,1

12,4

14,8

18,9 (18,5) 21,2

(20,8) 24,7

(24,2) 27,5

(27,1) 32,9

(32,4)

(24,4)

(27,3)

(31,9)

(35,6)

(42,5)

27,4

30,7

35,9

40,1

47,8

—

36,5

42,6

47,6

56,9

—

42,3

49,3

55,1

65,8

—

51,9

60,6

67,6

80,7

—

57,6

67,4

75,2

89,7

324 8,5 9,5

11,0

12,4

14,0

17,4 19,5

(19,1) 22,5

(22,2) 25,4

(25,0) 28,7

(28,1)

(25,2)

(29,1)

(32,8)

(37,1)

— 28,2

32,7

37,0

41,7

— —

38,9

43,9

49,5

— —

45,0

50,8

57,4

— —

55,3

62,4

70,4

— —

61,5

69,3

78,2

130

Продолжение приложения 4

Группа прочности Условный диа-метр трубымм

Тол щина стен ки, мм

Д К Е Л М Р Т

340 8,4 9,7

10,9

12,2

13,1

14,0

15,4

1,64 18,9

(18,6) 21,3

920,9) 23,8

(23,3) 25,6

(25,1) 27,4

(26,9) —

— —

(24,5)

(27,5)

(30,8)

(33,0)

(35,4) —

— —

(24,5)

(27,5)

(30,8)

(33,0)

(35,4)-

— 32,7

36,8

41,2

44,2

47,3

52,0

— — —

47,6

51,2

54,7

60,1

— — — —

62,7

67,1

73,8

— — — —

69,8

74,6

82,1 351 9,0

10,0

11,0

12,0

17,1 (16,8) 18,9

(18,5) 20,8

(20,4) 22,7

(22,3)

(22,0)

(24,4)

(26,9)

(29,3)

—

27,4

30,2

32,9

—

32,6

35,9

39,2

— —

41,6

45,3

— — — —

377 9,0

10,0

11,0

12,0

15,9 (15,6) 17,6

(17,3) 19,4 (19,0 21,2

(20,8)

(20,5)

(22,7)

(25,0)

(27,3)

—

2,6

28,1

30,7

— —

33,4

36,5

— — — —

406 9,5

11,1

12,6

16,7

15,5 (15,2) 18,1

(17,8) 20,6

(20,2) 27,3

(20,0)

(23,4)

(26,6)

—

26,4

29,9

39,6

— — — —

131

Окончание приложения 4

Группа прочности Условный диа-метр трубымм

Толщина

стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

426 10,0

11,0

12,0

15,6 (15,2)17,2

(16,9)18,7

(18,3)

(20,1)

(22,2)

(24,1)

—

24,9

27,2

— — —

473 11,1 15,6 (15,3)

(20,1)

— — — — —

508 11,1

12,7 16,1

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.

132

Приложение 5 Страгивающие нагрузки для соединений обсадных труб по ГОСТ 632-

80, рассчитанные по формуле Яковлева-Шумилова, кН

Трубы с короткой треугольной резьбой

Группа прочности Условный диа-метр трубымм

Толщина

стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

114 5,2 5,7 6,4

7,4

8,6

343 421 490

(480) —

(578)

(696)

— —

(627)

(755)

(912)

— —

706

853

1019

— — — —

1216

— — — —

1412

— — — —

1726

— — — —

1922

127 5,6 6,4

7,5

9,2

441 539

(529) 666

(657)

(833)

(706)

(863)

(1098)

— 784

970

1235

— —

1147

1461

— — —

1696

— — —

2079

— — —

2314

140 6,2

7,0

7,7

9,2

10,5

568 (558) 666

(657) 755

(745)

(912)

(1068)

(735)

(863)

(970)

(1206)

(1402)

833

970

1098

1353

1578

— —

1304

1608

1873

— —

1510

1863

2167

— —

1853

2294

2667

— —

2059

2549

2961

133

Продолжение приложения 5

Группа прочности Условный диа-метр трубымм

Толщина

стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

146 7,7

8,5

9,5

10,7

794 (774)

(872)

— (1000)

(1147)

(1019)

(1157)

(1314)

(1510)

1147

1294

1480

1696

—

1539

1755

2010

—

1784

2030

2324

—

2196

2500

2863

—

2441

2775

3177

168 7,3

8,0

8,9

10,6

12,1

843 (833) 931

(951) 1078

(1059)

(1294) —

(1500)

(1098)

(1226)

(1392)

(1706)

(19810

1235

1373

1569

1922

2226

1461

1638

1863

2285

2638

— —

2157

2638

3059

— —

2647

3246

3756

— —

2942

3599

4177

178 5,9 6,9

8,1

9,2

10,4

11,5

12,7

617 823

(813) 1010 (990) 1176

(1157)

(1333)

(1490)

(1667)

— —

(1068)

(1304)

(1520)

(1755)

(1961)

(2186)

— 1206

1471

1706

1971

2206

2461

— —

1745

2030

2343

2618

2922

— — —

2353

2706

3030

3383

— — —

2883

3324

3726

4158

— — —

3206

3697

4138

4619

134

Продолжение приложения 5 Группа прочности Услов

ный диа-метр трубымм

Толщина

стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

194 8,3

9,5

10,9

12,7

1127 (1108)

(1314)

(1539)

(1804)

91461)

(1716)

(2010)

(2373)

1637

1922

2255

2677

—

2294

2677

3177

—

2647

3099

3677

—

3255

3814

4511

—

3618

4236

5021

219 6,7 7,7

8,9

10,2

11,4

12,7

14,2

931 1117

(1098) 1333

(1304) 1559

(1529)

(1735)

(1961)

(2216)

(1441)

(1716)

(2020)

(2285)

(2579)

(2916)

— 1618

1931

2265

2569

2902

3275

— —

2294

2696

3059

3442

3893

— —

2657

3118

3540

3991

4501

— — —

3824

4344

4893

5521

— — —

4256

4825

5442

6139

245 7,9

8,9

10,0

11,1

12,0

13,8

1294 (1274) 1500

(1471) 1726

(1686)

(1902)

(2079)

(2422)

(1676)

(1941)

(2226)

(2510)

(2736)

(3187)

1882

2177

2500

2814

3079

3589

—

2569

2971

3353

3658

4266

—

3000

3442

3873

4226

4932

— —

4226

4756

5197

6060

— —

4697

5285

5776

6737

135

Продолжение приложения 5

Группа прочности Условный диа-метр трубымм

Толщина

стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

273 7,1

8,9

10,2

11,4

12,6

13,8

15,1 16,5

1157 (1137) 1657

(1627) 1941

(1912) 2206

(2167) 2471

(2422) 2726

(2677) — —

(1490)

(2137)

(2510)

(2853)

(3197)

(3530)

— —

1676

2402

28243206

3589

3962

4373

—

2863

3353

3814

4266

4717

51975707

—

3314

3883

4413

4932

5452

6011 6609

— —

4776

5423

6060

6698

7384 8120

— —

5305

6021

6737

7443

8208 9022

299 8,5

9,5

11,1

12,4

14,8

1676 (1647) 1912

(1882) 2294

(2255) 2599

(2549)

(3099)

(2167)

(2481)

(2961)

(3363)

(4079)

2441

2785

3334

3775

4589

—

3304

3962

4491

5452

—

3834

4589

5197

6305

—

4707

5629

6374

7737

—

5227

6256

7090

8610

324 8,5 9,5

11,0

12,4

14,0

1789 2039

(2000) 2412

(2373) 2765

(2716) 3157

(3099)

— —

(2628)

(3118)

(3569)

(4079)

— 2961

3510

4011

4589

— 3520

4167

4776

5452

— —

4825

5521

6315

— —

5923

6776

7757

— —

6580

7541

8620

136

Продолжение приложения 5

Группа прочности Условный диа-метр трубымм

Толщина

стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

340 8,4 9,7

10,9

12,2

13,1

14,0

15,4

1824 2157

(2118) 2471

(2432) 2814

(2755) 3040

(2991) 3275

(3216) —

—

(2794)

(3197)

93628)

(3932)

(4226) —

— 3138

3589

4079

4422

4756

—

— 3736

4275

4854

5256

5648

6266

— — —

5619

6080

6541

7257

— — — —

7463

8031

8904

— — — —

8296

8924

9905 351 9,0

10,0

11,0

12,0

1706 (1667) 1951

(1922) 2206

(2167) 2461

(2412)

(2196)

(2530)

(2853)

(3177)

—

2844

3206

3569

—

3373

3814

4246

— —

4413

4913

— — — —

377 9,0

10,0

11,0

12,0

1784 (1755) 2059

(2020) 2324

(2275) 2579

(2540)

(2314)

(2657)

(3001)

(3334)

—

2981

3373

3756

— —

4001

4462

— — — —

406 9,5

11,1

12,6

16,7

2520 (2471) 3020

(2961) 3481

(3422) 4736

(3255)

(3893)

(4501)

—

4383

5060

6884

— — — —

137

Продолжение приложения 5

Группа прочности Условный диа-метр трубымм

Толщина

стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

426 10,0

11,0

12,0

2226 (2186) 2510

(2471) 2804

(2745)

— (2883)

(3246)

(3618)

—

3648

4069

— — —

473 11,1 3353 (3295)

(4334)

— — — — —

508 11,1

12,7 16,1

3520 (3452) 4089 5305

(4540)

— —

— — —

Трубы с удлиненной треугольной резьбой 114 6,4

7,4

8,6

10,2

500 598

(588) 725

(706) —

—

(744)

(931) —

725 872

1049

—

863 1039

1245

1520

1000 1206

1441

1755

— 1480

1775

2157

— —

1971

2392 127 6,4

7,5

9,2

10,7

558 686

(676) 882

(863) 1049

— —

(892)

(1137) —

823 1000

1284

1520

970 1196

1520

1804

1127 1382

1765

2088

— 1696

2167

2569

— 1882

2402

2853

140 7,0

7,7

9,2

10,5

696 (686) 784

(774) 970

(951) 1127

(1108)

(902)

(1010)

(1255)

(1461)

1010

1137

1412

1637

1206

1353

1676

1951

1392

1569

1941

2255

—

1922

2383

2775

—

2137

2647

3079

138

Продолжение приложения 5 Группа прочности Услов

ный диа-метр трубымм

Толщина

стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

146 7,0

7,7

8,5

9,5

10,7

735 (725) 823

(813) 931

(912) 1059

(1039) 1216

(1196)

(951)

(1068)

(1206)

(1372)

(1569)

1068

1196

1353

1539

1765

1265

1431

1608

1833

2098

1461

1657

1863

2128

2432

— —

2285

2608

2981

— —

2540

2902

3314

168 7,3 8,9

10,6

12,1

882 1127

(1108) 1382

(1353) 1598

(1569)

—

(1461)

(1784)

(2069)

12841637

2010

2324

— 1951

2383

2765

— 2255

2765

3197

— 2765

3393

3932

— 3079

3765

4364

178 8,1

9,2

10,4

11,5

12,7

13,7 15,0

1068 (1049) 1235

(1216) 1431

(1402) 1598

(1569) 1784

(1755) — —

(1372)

(1598)

(1843)

(2069)

(2304)

— —

1549

1804

2079

2324

2589

2814-

1833

2137

2471

2765

3079

33443677

—

2481

2853

3197

3569

3873 4256

—

3040

3510

3922

4383

4756 5227

—

3383

3903

4364

4864

5285 5815

139

Окончание приложения 5

Группа прочности Условный диа-метр трубымм

Толщина

стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

194 8,3

9,5

10,9

12,7

15,1

1186 (1167)1402

(1372) 1637

(1608) 1941

(1912) —

(1539)

(1804)

(2118)

(2510)

—

1726

2030

2383

2824 —

2059

2412

2834

3353

4040

2383

2794

3275

3883

4677

2922

3432

4020

4766

5737

3246

3814

4471

5295

6374 219 8,9

10,2

11,4

12,7

14,2

1471 (1441) 1726

(1696) 1961

(1922) 2206

(2167) 2490

(2441)

(1892)

(2226)

(2530)

(2853)

(3216)

2128

2500

2844

3206

3618

2540

2971

3383

3805

4305

2932

3442

3912

4413

4981

—

4226

4795

5413

6109

—

4697

5335

6021

6796

245 8,9

10,0

11,1

12,0

13,8

15,9

1627 (1598) 1873

(1843) 2108

(2069) 2304

(2265) 2687

(2638) —

(2108)

(2422)

(2726)

(2981)

(3471)

—

2373

2716

3069

3353

3903 —

2814

3236

3648

3981

4648

5403

3255

3746

4217

4609

5374

6256

—

4586

5178

5658

6600

7678

—

5109

5756

6286

7335

8541 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.

140

Приложение 6

Допустимые растягивающие нагрузки для обсадных труб ОТТМ и ОТТГ по ГОСТ632-80 с нормальным диаметром муфт исполнения А (с учетом запаса прочности для резьбового

соединения 1,75 от разрушающей нагрузки), кН

Группа прочности Условный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Д Е Л М Р Т

114 6,4 7,4 8,6

10,2

657* 755* 863*

1010*

696 823 971

1118

765 902

1069 1235

873 1029 1216 1402

— 119614021628

— —

15491785

127 6,4 7,5 9,2

10,7

735* 853*

1029* 1186*

784 941

1167 1363

863 1029 1284 1500

980 1167 1461 1706

— 135316961981

— 150018732187

140 6,2 7,0 7,7 9,2

10,5

784* 882* 971*

1137* 1294*

— 961

1069 1294 1490

— 1059 1177 1422 1637

— 1196 1333 1618 1863

— —

154918832157

— —

170620792383

146 6,5 7,0 7,7 8,5 9,5

10,7

863* 931*

1020* 1108* 1226* 1373*

— —

1118 1245 1412 1598

— —

1235 1373 1549 1755

— —

1402 1559 1755 1991

— — —

181420402314

— — —

200022552550

168 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

— —

221626673059

— —

244229423373

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

— —

243227753079331433143314

— —

268730593403365836583658

141

Продолжение приложения 6

Группа прочности Условный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Д Е Л М Р Т

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

— 23832755319737364452

— 26283040352041194923

219 7,7 8,9

10,2 11,4 12,7 14,2

1549* 1785* 2030* 2255* 2500*

—

— 2000 2314 2520 2903 3256

— 2216 2569 2893 3236 3628

— 2520 2922 3295 3687 4128

— —

3393381542664786

— — —

421747175286

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

— —

37264168452152276041

— — —

4599499157666668

273 8,9 10,2 11,4 12,6 13,8 15,1 16,5

2206 2550 2844* 3128* 3403*

— —

2491 2673 3226 3579 3942 4325

—

2795 3236 3648 4050 4452 4884 5315

3177 3687 4148 4609 5070 5560 6080

— 427648155345588464537051

— — —

5904649271207786

299 8,5 9,5

11,1 12,4 14,8

2285 2569 3040 3383*

—

— —

3432 3854 4609

— —

3873 4354 5197

— —

4217 4736 5943

— — —

57766943

— — —

63747659

142

Окончание приложения 6

Группа прочности Условный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Д Е Л М Р Т

324 9,5 11,0 12,4 14,0

2795 3265 3687* 4138*

3158 3697 4187 4746

3579 4177 4746 5364

— 4766 5413 6119

— —

62867139

— —

69437885

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

— — —

700275128287

— — —

772882879150

Допустимые нагрузки, при которых напряжения в теле труб

достигают 0,8 предела текучести (коэффициент запаса прочности равен 1,25).

143

Приложение 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

Группа прочности Услов-ный

диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Наруж-ный диа-метр

муфты, мм

Д Е Л М Р Т

114 6,4 7,4

8,6; 10,2

123,8

657* 755* 823

696 823 873

765 931 961

873 1029 1088

— 11961255

— —

1432127 6,4

7,5 9,2; 10,7

136,5

735*853

922

784 941 971

863 10291069

980 1167 1216

— 13531412

— 15001559

140 6,2 7,0 7,7

9,2; 10,5

149,2

784* 882* 971* 1029

— 961

10691088

— 105911771196

— 1196 1333 1363

— —

15491579

— —

17061745

146 6,5 7,0 7,7

8,5, 9,5, 10,7

156,0

863* 931*

1020*1118

— —

11181177

— —

12351294

— —

1402 1471

— — —

1706

— — —

1883

168 7,3 8,0

8,0, 10,6, 12,1

177,8

1118*1216*1265

122613331333

— 14611461

— —

1667

— —

1932

— —

2128

178 6,9 8,1

9,2, 10,4, 11,5, 12,7. 13,7, 15,0.

187,3

1128*1314*1363

— 14321432

— 15791579

— —

1794

— —

2079

— —

2295

194 7,6 8,3 9,5

10,9; 12,7 15,1

206,4

1353*1471*1667*1892

— 163719021991

— 180420892196

-2049 2373 2491

— 238327552893

— 262830403187

144

Окончание приложения 7

Группа прочности Услов-ный

диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Наруж-ный диа-метр

муфты, мм

Д Е Л М Р Т

219 7,7 8,9

10,2 11,4;12,7;

14,2

231,8 1549*1785*2030*2187

— 200022952295

— 221625302530

— 2520 2873 2873

— —

33343334

— — —

3677

245 7,9 8,9

10,0 11,1;12,0; 13,8;15,9

257,2 1755 2000*2236*2432

— 224625402559

— 248128142814

— 2824 3197 3197

— —

37073707

— — —

4099

273 8,9 10,2

11,4;12,6; 13,8;15,1;

16,5

285,8 2206 2550 2716

249128542854

279531383138

3177 3569 3569

— 41384138

— —

4570

Допустимые нагрузки . при которых напряжения в теле труб достигают 0,8 от предела текучести (коэффициент запаса прочности равен 1,25).

145

Приложение 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

Группа прочности 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

146 8,5 9,5

10,7

1118

1177

1294

1471

1706

1883

168 8,9 10,6 12,1

1284

1353

1490

1696

1961

2167

178 9,2 10,4 11,5 12,7 13,7 15,0

1333

1402

1539

1745

2030

2236

194 9,5

10,9;12,7; 15,1

1667*

1843

1902

1941

2089

2138

2373

2432

2755

2814

3040

3109

Допустимые нагрузки, при которых напряжение в теле трубы

достигает 0,8 от предела текучести (коэффициент запаса прочности равен 1,25).

146

Приложение 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 Группа прочности Услов

ный диа-метр трубымм

Толщина

стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

114 7,4 8,6

715* 823*

794 941

804 941

882 1039

1000 1179

1157 1363

— 1510

127 7,5 9,2

804* 980*

902 1127

912 1137

10001255

1137 1422

1323 1647

1461 1824

140 7,7 9,2

10,5

912* 1078* 1216*

1039 12551441

103912551451

113713821588

1294 1578 1814

1510 1824 2098

1667 2020 2314

146 7,7 8,5 9,5

10,7

961* 1049* 1167* 1304*

1088 1206 1363 1539

1088121613721549

1196100015101706

1363 1520 1706 1941

— 1765 1981 2245

— 1941 2186 2481

168 8,0 8,9

10,6 12,1

1157* 1274* 1500* 1706*

1314 1480 1784 2039

1324148017842049

— 162719712255

— 1853 2235 2569

— 2157 2589 2971

— 2373 2863 3285

178 8,1 9,2

10,4 11,5 12,7

1235* 1392* 1569* 1726* 1882*

1412 1627 1853 2059 2275

14221627186320692216

15591794204922752441

— 2039 2324 2579 2775

— 2363 2696 2991 3216

— 2608 2981 3304 3550

194 9,5 10,9 12,7

1578* 1794* 2059*

1843 2128 2490

185321372500

203023532745

2314 2677 3128

2677 3099 3628

2961 3422 4011

219 8,9 10,2 11,4 12,7 14,2

1686* 1922* 2128* 2363* 2618*

1892 2186 2392 2745 3089

19512245245128243857

21572500281431483530

2451 2844 3197 3579 4011

— 3295 3707 4148 4658

— 3638 4099 4579 5139

147

Окончание приложения 9 Группа прочности Услов

ный диа-метр трубымм

Толщина

стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

245 8,9 10,0 11,1 12,0 13,8

1882* 2108* 2334* 2510? 2863*

2118 2402 2677 2902 3353

21862471275529913461

24222745306933343854

2745 3118 3491 3795 4383

— 3618 4050 4393 5080

— 4001 4471 4854 5609

273 8,9 10,2 11,4 12,6

2118* 2412* 2687* 2951*

2334 2696 3030 3373

2412279431383481

2716314835503932

3089 3579 4040 4481

— 4158 4677 5197

— 4589 5168 5737

299 9,5 11,1 12,4

2471 2873* 3197*

2726 3216 3618

283433343746

319737654236

3481 4099 4609

— —

5609

— —

6198

324 9,5 11,0 12,4

2677* 3099* 3471*

2961 3461 3932

307935894079

348140604609

3962 4638 5256

— —

6119

— —

6747

340 9,7 10,9 12,2

2873 3226* 3599*

3187 3608 4060

330437364207

373642264756

— —

5423

— — —

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 3,5° на 10 м.

148

Приложение 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

Группа прочности Услов-ный

диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Наруж-ный диа-метр

муфты, мм

Д Е Л М Р Т

114 7,4 8,6

123,8 725* 804

804 843

882 931

1000 1059

11571225

— 1353

127 7,5 9,2

136,5 823* 902

912 941

10001039

1137 1186

13231372

14611510

140 7,7 9,2;10,5

149,2 931* 1010

10391059

11371167

1294 1323

15101539

16671696

146 7,7 8,5;9,5

10,7

156,0 9800*1078

10881147

11961255

1363 1431

— 1657

— 1833

168 8,0;8,9 10,6 12,1

177,8 1196 1294 1422 1618 1882 2069

178 8,1 9,2;10,4

11,5;12,7

187,3 1255*1323

13921392

15291529

1745 1745

20202020

22262226

194 9,5 10,9;12,7

206,4 1608*1833

18531941

20302128

2314 2422

26772814

29613099

219 8,9 10,2

11,4;12,7 14,2

231,8 1716*1951*2128

195122352235

215724612461

2451 2794 2794

— 32363236

— — —

245 8,9 10,0

11,1;12,0 13,8

257,2 1922*2147*2363

218624712490

242227362736

2745 3118 3118

— 36083608

— —

3981

149

Окончание приложения 10

Группа прочности Услов-ный

диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Наруж-ный диа-метр

муфты, мм

Д Е Л М Р Т

273 8,9 10,2

11,4; 12,6

285,8 2147 2461*2638

241227752775

271630493049

3089 3471 3471

— 40204020

— —

4442

*Допустимые нагрузки, при которых напряжения в теле труб достигают 0,77 от предела текучести (коэффициент запаса прочности равен 1.3).

150

Приложение 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

Группа прочности Условный диа-метр трубымм

Толщина

стенки, мм

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 9,5 10,7

1059 1137 1147 1255 1431 1657 1833

168 8,9 10,6 12,1

1216

1314

1451

1647

1912

2108

178 9,2 10,4 11,5 12,7

1255

1353

1363

1490

1696

1971

2177

194 9,5

10,9 12,7 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).

151

Приложение 12

Теоретический вес 1 м колонны, составленной из отечественных труб по ГОСТ 632-80, кН

Тип соединения

С треугольной резьбой

ОТТМ ОТТГ Наружный диа-метр трубы, мм

Толщина

стенки, мм короткой удлинен

ной нормаль

ная муфта

специ альная муфта

нормаль ная

муфта

специ- альная муфта

ТБО

114 5,2

5,7

6,4

7,4

8,6

10,2

0,141 (0,142) 0,153

(0,154) 0,169

(0,170) 0,194

(0,195) 0,222

(0,223) —

— —

0,169 (0,170) 0,194

(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

0,265

— — — —

0,223 (0,225) 0,267

(0,269)

— — — —

0,222

0,266

— — — — — —

127 5,6

6,4

7,5

9,2

10,7

0,169 (0,170) 0,192

(0,193) 0,221

(0,222) 0,267

(0,268) —

—

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)

—

0,190

0,220

0,265

0,304

— — —

0,268 (0,270) 0,307

(0,309)

0,266

0,305

— — —

0,262

0,300

140 6,2

7,0

7,7

9,2

10,5

0,205 (0,207) 0,229

(0,231) 0,251

(0,253) 0,294

(0,296) 0,334

(0,336)

—

0,230 (0,233) 0,252

(0,255) 0,295

(0,298) 0,335

(0,338)

0,205 (0,207) 0,229

(0,231) 0,251

(0,253) 0,294

(0,296) 0,334

(0,336)

0,204

0,228

0,25

0,293

0,333

— — —

0,296 (0,298) 0,336

(0,338)

— — —

0,294

0,334

— — —

0,289

0,328

146 6,5 7,0 7,7 8,5 9,5 10,7

0,226 0,243 0,265 0,290 0,321 0,358

— 0,245 0,267 0,292 0,323 0,360

0,226 0,243 0,265 0,290 0,321 0,358

0,222 0,239 0,261 0,286 0,318 0,354

— — —

0,292 0,322 0,360

— — —

0,287 0,319 0,355

— — —

0,282 0,214 0,349

168 7,3 8,9 10,6 12,1

0,293 0,353 0,413 0,465

0,295 0,320 0,355 0,415

0,294 0,354 0,414 0,465

0,289 0,349 0,409 0,461

— 0,355 0,415 0,466

— 0,350 0,410 0,462

— 0,344 0,404 0,455

178 5,9

6,9

8,1

0,252 (0,254) 0,293

(0,295) 0,338

(0,340)

— —

0,341 (0,342)

—

0,294 (0,296) 0,339

(0,341)

—

0,290

0,335

— — —

152

Продолжение приложения 12

Тип соединения

С треугольной резьбой

ОТТМ ОТТГ Наружный диа-метр трубы, мм

Толщина

стенки, мм короткой удлинен

ной нормаль

ная муфта

специ-альная муфта

нормаль ная

муфта

специ- альная муфта

ТБО

178 9,2

10,4

11,5

12,7

13,7

15,0

0,382 (0,384) 0,427

(0,429) 0,470

(0,472) 0,513

(0,515) — —

0,385 (0,386) 0,430

(0,431) 0,473

(0,474) 0,515

90,516) 0,555

(0,556) 0,607

(0,608)

0,383 (0,385) 0,428

(0,429) 0,471

(0,473) 0,514

(0,516) 0,553

(0,555) 0,605

(0,606)

0,379

0,424

0,467

0,510

0,549

0,601

0,385 (0,388) 0,430

(0,433) 0,473

(0,475) 0,515

(0,518) 0,555

(0,558) 0,607

(0,610)

0,381

0,426

0,469

0,512

0,551

0,603

0,373

0,418

0,461

0,503

0,541

0,593

194 7,6 8,3 9,5 10,9 12,7 15,1

0,355 0,385 0,436 0,494 0,567

—

— 0,389 0,440 0,498 0,571 0,667

0,356 0,386 0,437 0,495 0,568 0,664

0,351 0,381 0,432 0,490 0,564 0,660

— —

0,440 0,498 0,571 0,667

— —

0,433 0,491 0,564 0,661

— —

0,424 0,481 0,554 0,649

219 6,7 7,7 8,9 10,2 11,4 12,7 14,2

0,360 0,410 0,469 0,528 0,589 0,649 0,716

— —

0,475 0,534 0,595 0,655 0,722

— 0,412 0,471 0,530 0,591 0,651 0,718

— 0,404 0,464 0,522 0,581 0,643 0,711

— —

0,475 0,534 0,595 0,655 0,722

— —

0,466 0,524 0,585 0,645 0,712

— — — — — — —

245 7,9 8,9 10,0 11,1 12,0 13,8 15,9

0,470 0,526 0,586 0,644 0,691 0,789

—

— 0,533 0,593 0,648 0,698 0,796 0,902

0,472 0,528 0,588 0,643 0,693 0,791 0,897

0,464 0,519 0,579 0,634 0,684 0,782 0,888

— 0,532 0,592 0,647 0,697 0,795 0,901

— 0,521 0,581 0,636 0,686 0,784 0,890

— — — — — — —

273 7,1 8,9 10,2 11,4 12,6 13,8 15,1 16,5

0,476 0,588 0,666 0,743 0,812 0,888 0,962 1,045

— — — — — — — —

— 0,589 0,667 0,744 0,813 0,889 0,963 1,046

— 0,579 0,658 0,734 0,804 0,879 0,954 1,036

— 0,594 0,672 0,749 0,818 0,894 0,968 1,051

— 0,582 0,661 0,737 0,807 0,882 0,956 1,039

— — — — — — — —

299 8,5 9,5 11,1 12,4 14,8

0,615 0,688 0,790 0,881 1,037

— — — — —

— 0,689 0,791 0,882 1,038

— — — — —

324 8,5 9,5 10,0 12,4 14,0

0,670 0,744 0,854 0,956 1,070

— — — — —

0,672 0,746 0,856 0,957 1,072

— — — — —

153

Окончание приложения 12

Тип соединения С треугольной

резьбой ОТТМ ОТТГ

Наруж-ный диа-метр трубы, мм

Толщина

стенки, мм короткой удлинен

ной нормаль

ная муфта

специ-альная муфта

нормаль ная

муфта

специ- альная муфта

ТБО

340 8,4 9,7 10,9 12,2 13,1 14,0 15,4

0,697 0,796 0,894 0,991 1,054 1,122 1,233

— — — — — — —

— 0,797 0,895 0,992 1,057 1,126 1,237

— — — — — — —

351 9,0 10,0 11,0 12,0

0,772 0,853 0,932 1,011

— — —

— — — —

— — —

377 9,0 10,0 11,0 12,0

0,831 0,917 1,004 1,089

— — — —

406 9,5 11,1 12,6 16,7

0,949 1,097 1,232 1,604

— — — —

426 10,0 11,0 12,0

1,044 1,141 1,238

— — —

473 11,1 1,287 — — — — — — 508 11,1

12,7 16,1

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.

II.ПРОЧНОСТНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ИМПОРТНЫХ ОБСАДНЫХ ТРУБ (ПО СТАНДАРТАМ АНИ)

Приложение 13

Наименьшее сминающее давление, МПа

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Н-40 J-55,K-55 C-75 N-80 C-90* C-95 P-110 V-150*

114,3 (4 ½)

5,21 5,69 6,35 7,37 8,56

19,1 — — — —

22,8 27,6 34,2

— —

42,2 56,3

—

— —

43,7 58,8

—

— —

46,8 64,0 84,1

— —

48,3 66,5

—

— —

52,1 73,5 98,7

— — — —

124,8 127,0

(5) 5,59 6,43 7,52 9,19

10,72 11,10 12,70

— — — — — — —

21,1 28,5 38,2

— — — —

— —

48,0 68,9

— — —

— —

50,0 72,2

— — —

— —

53,9 79,3 95,8 98,8

—

— —

55,8 82,7

— — —

— —

60,9 92,7

— — —

— —

70,7 116,2 157,5 164,8 186,1

139,7 (5 ½)

6,20 6,98 7,72 9,17

10,54

18,1 — — — —

21,5 27,8 33,8

— —

41,9 58,1 72,1

— —

43,2 60,9 77,0

— —

46,3 66,3 85,2

— —

47,7 68,9 89,0

— —

51,4 76,4

100,1

— —

57,2 92,9

126,8

154

Продолжение приложения 13

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Н-40 J-55,K-55 C-75 N-80 C-90* C-95 P-110 V-150*

168,3 (6 5/8)

7,32 8,94

10,59 12,06

17,4 — — —

20,5 31,5

— —

— 38,4 53,9 67,7

— 39,7 56,3 71,2

— 42,2 63,4 81,4

— 43,3 63,4 81,4

— 46,3 69,9 91,0

— — — —

177,8 (7)

5,87 6,91 8,05 9,19

10,36 11,51 12,65 13,72

10,0 13,6

— — — — — —

— 15,7 22,5 29,8

— — — —

— —

26,0 36,2 46,6 56,8 67,0 73,6

— —

26,4 37,2 48,4 59,3 70,2 78,5

— —

28,6 40,5 53,9 67,1 80,2 92,4

— —

28,6 40,5 53,9 67,1 80,2 92,4

— — —

42,8 5,6

74,1 89,7

104,1

— — — —

68,4 89,7

111,9 132,6

193,7 (7 5/8)

7,62 8,33 9,52

10,92 12,7

15,11

14,0 — — — — —

— 19,9

— — — —

— 22,6 32,2 43,5 58,1

—

— 23,4 33,0 45,2 60,7

—

— 25,6 35,3 50,0 68,8

—

— 25,6 35,3 50,0 68,8

—

— —

36,8 54,1 76,3

—

— — —

61,1 92,7

135,7 219,1 (8 5/8)

6,71 7,72 8,94

— 11,3 15,2

9,4 —

17,4

— — —

155

Продолжение приложения 13

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Н-40 J-55,K-55 C-75 N-80 C-90* C-95 P-110 V-150*

219,1 (8 5/8)

10,16 11,43 12,7

14,15

— — — —

23,8 — — —

27,7 36,9 46,1 56,5

28,2 38,0 47,9 59,0

29,2 40,3 51,5 64,2

30,1 41,5 53,2 66,8

— 44,0 57,9 73,9

— —

66,5 89,2

244,5 (9 5/8)

7,92 8,94

10,03 11,05 11,99 13,84

15,11** 15,88** 19,05**

9,6 12,0

— — — — — — —

— 13,9 17,7

— — — — — —

— —

20,5 25,9 31,9 44,0

— — —

— —

21,3 26,3 32,7 45,6

— — —

— —

22,4 27,5 34,3 48,9 58,9 64,9

—

— —

22,9 28,4 35,0 50,5

— — —

30,5 36,6 54,7

— — —

— — — — —

61,9 79,7 90,5

135,4 273,0 (10 ¾)

7,09 8,89

10,16 11,43 12,57 13,84 15,11

16,51**

6,1 9,8 — — — — — —

— 10,9 14,4 18,6

— — — —

— — —

21,4 27,2

— — —

22,2 27,7

— — —

23,4 28,7 37,5 46,5 56,3

— — —

24,0 29,6

— — —

25,3 31,9 40,4 51,7 63,9

— — — — — —

57,4 75,1

156

Продолжение приложения 13 Марка стали Наружный

диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Н-40 J-55,K-55 C-75 N-80 C-90* C-95 P-110 V-150*

273,0 (10 ¾)

17,78** 19,05**

— —

298,4 (11 ¾)

8,46 9,52

11,05 12,42

7,4 — — —

— 10,4 14,3 18,3

— — —

21,2

— — —

22,0

— — —

23,1

— — —

23,7

— — — —

339,7 (13 3/8)

8,38 9,65

10,92 12,19 13,06

13,97** 15,44** 18,26**

5,3 — — — — — — —

— 7,7

10,6 13,4

— — — —

17,8 20,6 26,3 39,4

— — — —

18,4 21,4 26,7 40,7

— — —

15,9 19,1

— — —

— — — —

19,4 — — —

— — — — — — — —

— — — —

19,8*** — — —

406,4 (16)

9,52 11,13 12,57

16,66** 18,16**

4,6 — — — —

— 7,1 9,7

17,6 —

— — —

20,5 —

— — —

21,3 —

— — — — —

473,1 (18 5/8)

11,05 4,3*** 4,3*** — —

— — — —

157

Окончание приложения 13

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Н-40 J-55,K-55 C-75 N-80 C-90* C-95 P-110 V-150*

508,0 (20)

11,13 12,7

16,13

3,6*** — —

3,6*** 5,3*** 10,3

— — —

• *Стали С-90, V-150 стандартом не предусмотрены. • ** Толщины стенок не по стандарту. • *** Смятие происходит вследствие превышения предела упругости.

158

Приложение 14

Внутренние давления, при которых напряжения в теле трубы достигают предела текучести, МПа

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Внутренний диаметр трубы, мм

Н-40 J-55,K-55

C-75 N-80 C-90* C-95 P-110 V-150*

114,3 (4 ½)

5,21 5,69 6,35 7,37 8,56

103,9 102,9 101,6 99,6 97,2

22,0 — — — —

30,2 33,0 36,9

— —

50,2 58,3

—

— —

53,6 62,2

—

— —

60,2 69,9 81,2

— —

63,7 73,8

—

— —

73,7 85,5 99,4

— — — —

135,5 127,0

(5) 5,59 6,43 7,52 9,19

10,72 11,10 12,70

115,8 114,1 112,0 108,6 105,6 104,8 101,6

— — — — — — —

29,2 33,5 39,3

— — — —

— —

53,5 65,5

— — —

— —

57,2 69,9

— — —

— —

64,1 78,4 91,6 94,8

108,4

— —

67,8 82,9

— — —

— —

78,6 96,1

— — —

— —

107,1 131,0

— — —

139,7 (5 ½)

6,20 6,98 7,72 9,17

10,54

127,3 125,7 124,3 121,4 118,6

21,5 — — — —

29,4 33,1 36,7

— —

50,0 59,3 68,2

— —

53,3 63,3 72,7

— —

59,9 71,2 81,8

— —

63,3 75,2 86,5

— —

73,3 87,2

100,1

— — —

118,7 136,6

168,3 (6 5/8)

7,32 8,94

153,7 150,4

21,0 —

28,8 35,2

— 48,0

— 51,3

— 57,6

— 60,9

— 70,5

— —

159

Продолжение приложения 14

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Внутренний диаметр трубы, мм

Н-40 J-55,K-55

C-75 N-80 C-90* C-95 P-110 V-150*

168,3 (6 5/8)

10,59 12,06

147,1 144,2

— —

57,0 64,9

60,7 69,2

68,2 77,7

72,1 82,2

83,5 95,1

— —

177,8 (7)

5,87 6,91 8,05 9,19

10,36 11,51 12,65 13,72

166,1 164,0 161,7 159,4 157,1 154,8 152,5 150,4

15,9 18,7

— — — — — —

— 25,8 30,0 34,3

— — — —

— —

41,0 46,8 52,7 58,5 64,4 69,8

— —

43,7 49,9 56,3 62,4 68,6 74,4

— —

49,0 56,0 63,2 70,1 77,2 83,6

— —

51,9 59,3 66,8 74,1 81,6 88,3

— — —

68,6 77,4 85,9 94,4

102,4

— — — —

105,5 117,1 128,7 139,6

193,7 (7 5/8)

7,62 8,33 9,52

10,92 12,7

15,11

178,5 177,0 174,7 171,9 168,3 163,5

18,9 — — — — —

— 28,5

— — — —

— 38,9 44,4 51,0 59,3

—

— 41,5 47,4 54,4 63,2

—

— 46,6 53,3 61,1 71,1 81,3

— 49,3 56,4 64,6 75,1

—

— —

65,3 74,8 90,0

—

— — —

102,0 118,6 141,2

219,1 (8 5/8

6,71 7,72 8,94

10,16 11,43

205,7 203,7 201,2 198,8 196,2

— 17,1 19,7

— —

20,3 —

27,1 30,7

—

— — —

42,0 47,2

— — —

44,7 50,3

— — —

50,2 56,5

— — —

53,1 59,8

— — — —

69,2

— — — — —

160

Продолжение приложения 14

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Внутренний диаметр трубы, мм

Н-40 J-55,K-55

C-75 N-80 C-90* C-95 P-110 V-150*

219,1 (8 5/8)

12,7 14,15

193,7 190,8

— —

52,4 58,4

56,0 62,4

62,8 69,9

66,5 74,0

76,9 85,7

104,9 116,9

244,5 (9 5/8)

7,92 8,94

10,03 11,05 11,99 13,84

15,11** 15,88** 19,05**

228,7 226,6 224,4 222,4 220,5 216,8 214,3 212,7 206,4

15,7 17,6

— — — — — — —

— 24,2 27,2

— — — — — —

— —

37,2 40,9 44,4 50,7

— — —

— —

39,6 43,6 47,4 54,6

— — —

— —

44,4 49,0 53,1 61,4 67,0 70,4

—

— —

47,1 51,8 56,2 64,9

— — —

60,0 65,1 75,1

— — —

— — — — —

102,4 111,9 117,4 124,5

273,0 (10 ¾)

7,09 8,89

10,16 11,43 12,57 13,84 15,11

16,51** 17,78** 19,05**

258,8 255,2 252,7 250,1 247,9 245,8 242,8 240,0 237,5 234,9

12,5 15,7

— — — — — — — —

— 21,6 24,7 27,7

— — — — — —

— — —

37,8 41,7

— — — — —

— — —

40,4 44,4

— — — — —

— — —

45,3 49,8 54,9 60,0 63,0

— —

— — —

47,9 52,7

— — — — —

— — —

55,6 61,1 67,2 73,4

— — —

— — — — — —

100,1 109,4 117,7 126,2

161

Продолжение приложения 14

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Внутренний диаметр трубы, мм

Н-40 J-55,K-55

C-75 N-80 C-90* C-95 P-110 V-150*

298,4 (11 ¾)

8,46 9,52

11,05 12,42

281,5 279,4 276,3 273,6

13,6 — — —

— 21,2 24,5 27,6

— — —

37,6

— — —

40,2

— — —

45,1

— — —

47,6

— — — —

339,7 (13 3/8)

8,38 9,65

10,92 12,19 13,06

13,97** 15,44** 18,26**

322,9 320,4 317,9 315,3 313,6 311,8 308,8 303,2

12,0 — — — — — — —

— 18,8 21,3 23,7

— — — —

34,7 37,2 41,2 43,2

— — — —

37,0 39,7 43,8 46,1

— — —

38,9 41,6

— — —

— — — —

44,0 — — —

— — — — — — — —

— — — —

69,5 — — —

406,4 (16)

9,52 11,13 12,57

16,66** 18,16**

387,4 384,1 381,3 373,1 370,1

11,3 — — — —

— 18,1 20,6 27,2

—

— — — — —

— — —

39,6 43,1

— — — — —

473,1 (18 5/8)

11,05 451,0 11,3 15,5 — — — — — —

162

Окончание приложения 14

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Внутренний диаметр трубы, мм

Н-40 J-55,K-55

C-75 N-80 C-90* C-95 P-110 V-150*

508,0 (20)

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.

163

Приложение 15 Растягивающие усилия, при которых напряжения в теле трубы достигают предела текучести, кН

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Вес 1 м гладкой трубы,

кН

Н-40 J-55,K-55

C-75 N-80 C-90* C-95 P-110 V-150*

114,3 (4 ½)

5,21 5,69 6,35 7,37 8,56

0,137 0,149 0,166 0,190 0,219

490 — — — —

676 735 814

— —

1108 1285

—

— —

1187 1363

—

— —

1330 1520 1760

— —

1412 1618

—

— —

1638 1883 2158

— — — —

2942 127,0 (5)

5,59 6,43 7,52 9,19

10,72 11,10 12,70

0,164 0,187 0,217 0,262 0,301 0,311 0,351

— — — — — — —

814 922

1069 — — — —

— —

1461 1765

— — —

— —

1559 1873

— — —

— —

1740 2100 2420 2500 2820

— —

1853 2226

— — —

— —

2138 2579

— — —

— —

2913 3521

— —

4717 139,7 (5 ½)

6,20 6,98 7,72 9,17

10,54

0,200 0,224 0,246 0,289 0,329

716 — — — —

990 1108 1216

— —

1657 1942 2216

— —

1765 2079 2363

— —

1970 2330 2650

— —

2099 2471 2805

— —

2432 2854 3246

— — —

3893 4423

168,3 (6 5/8)

7,32 8,94

10,59 12,06

0,285 0,344 0,404 0,456

1020 — — —

1402 1697

— —

— 2314 2716 3060

— 2471 2893 3266

— 2770 3250 3670

— 2932 3442 3884

— 3393 3982 4492

— — — —

164

Продолжение приложения 15

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Вес 1 м гладкой трубы, кН

Н-40 J-55,K-55

C-75 N-80 C-90* C-95 P-110 V-150*

177,8 (7)

5,87 6,91 8,05 9,19

10,36 11,51 12,65 13,72

0,244 0,285 0,331 0,375 0,419 0,463 0,505 0,544

873 1020

— — — — — —

— 1402 1628 1844

— — — —

— —

2216 2520 2824 3109 3393 3658

— —

2363 2687 3011 3315 3619 3903

— —

2650 3010 3380 3720 4060 4380

— —

2815 3197 3580 3942 4305 4639

— — —

-3697 4139 4560 4982 5364

— — — —

5639 6258 6796 7316

193,7 (7 5/8)

7,62 8,33 9,52

10,92 12,70 15,11

0,343 0,373 0,424 0,483 0,556 0,652

1226 — — — — —

— 1844

— — — —

— 2511 2854 3246 3736

—

— 2677 3040 3462 3982

—

— 3000 3420 3890 4470 5260

— 3177 3609 4109 4737

—

— —

4188 4756 5482

—

— — —

6512 7473 8777

219,1 (8 5/8)

6,71 7,72 8,94

10,16 11,43 12,70 14,15

0,344 0,395 0,454 0,513 0,574 0,634 0,701

— 1412 1628

— — — —

1697 —

2236 2530

— — —

3452 3854 4256 4717

— — —

3678 4119 4541 5021

— — —

4130 4620 5100 5650

— — —

4374 4884 5394 5972

— — — —

5659 6247 6914

— — — — —

8522 9424

165

Продолжение приложения 15 Марка стали Наружный

диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Вес 1 м гладкой трубы, кН

Н-40 J-55,K-55

C-75 N-80 C-90* C-95 P-110 V-150*

244,5 (9 5/8)

7,92 — —

4080 4472 4835 5541

— — —

— —

4580 5020 5520 6220

— — —

— —

4845 5315 5737 6580

— — —

6149 6649 7610

— — —

— — — — —

10376

8,94 10,03 11,05 11,99 13,84

15,11** 15,88** 19,05**

0,453 0,509 0,569 0,624 0,674 0,772 0,838 0,878 1,038

1628 1824

— — — — — — —

— 2511 2805

— — — — — —

— —

3825 4197 4531 5188

— — —

11258 11798 13965

273,0 (10 ¾)

7,09 8,89

10,16 11,43 12,57 13,84 15,11

16,51** 17,78** 19,05**

0,456 0,568 0,646 0,723 0,792 0,868 0,943 1,024 1,097 1,170

1637 2030

— — — — — — — —

— 2805 3187 3570

— — — — — —

— — —

4864 5325

— — — — —

— — —

5188 5678

— — — — —

— — —

6140 6730 7370

— — — —

— — —

6159 6747

— — — — —

— — —

7130 7806 8552 9297

— — —

— — — — — —

12680 13759 14750 15721

298,4 (11 3/4)

8,46 9,52

0,593 0,665

2128 —

— 3285

— —

166

Продолжение приложения 15

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Вес 1 м гладкой трубы, кН

Н-40 J-55,K-55

C-75 N-80 C-90* C-95 P-110 V-150*

298,4 (11 ¾)

11,05 12,42

0,768 0,859

— —

3785 4237

— 5776

— 6159

— 6910

— 7316

— —

339,7 (13 3/8)

8,38 9,65

10,92 12,19 13,06

13,97** 15,44** 18,26**

0,672 0,770 0,868 0,966 1,031 1,101 1,211 1,420

2412 — — — — — — —

— 3795 4286 4756

— — — —

6934 7404 8140 9542

— — — —

7394 7885 8669

10180

— — —

7780 8310

— — —

— — — —

8787 — — —

— — — — — — — —

— — — —

14799 — — —

406,4 (16)

9,52 11,13 12,57

16,66** 18,16**

0,914 1,062 1,197 1,570 1,704

3276 — — — —

— 5247 5904 7738

—

— — —

10562 —

— — —

11268 12210

— — — — —

473,1 (18 5/8)

11,05 1,243 4423 6090 — — — — — —

167

Окончание приложения 15

Марка стали Наружный

диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Вес 1 м гладкой трубы, кН

Н-40 J-55,K-55

C-75 N-80 C-90* C-95 P-110 V-150*

508,0 (20)

11,13 12,70 16,13

1,337 1,521 1,918

4796 — —

6590 7502 9464

— — —

168

Приложение 16

Наименьшие разрушающие нагрузки для соединений муфтовых обсадных труб с короткой и длинной резьбой треугольного профиля (по стандартам АНИ), кН

Марка стали Наружный

диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Н-40 J-55 K-55 N-80 C-90* C-95 P-110 V-150* С-75

Короткая резьба 114,3 (4 ½)

5,21 5,69 6,35 7,37 8,56

343 — — — —

451 588 686

— —

500 647 755

— —

— — — — —

127,0 (5)

5,59 6,43 7,52 9,19

— — — —

588 755 922

—

657 824

1020 —

— — — —

139,7 (5 ½)

6,20 6,98 7,72 9,17

10,54

579 — — — —

765 902

1020 — —

843 990

1118 — —

— — — — —

168,3 (6 5/8)

7,32 8,94

10,59

814 — —

1089 1393

—

1187 1520

—

— — —

169

Продолжение приложения 16

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Н-40 J-55 K-55 N-80 C-90* C-95 P-110 С-75

168,3 (6 5/8)

12,06 — — — — — — — —

177,8 (7)

5,87 6,91 8,05 9,19

10,36 11,51 12,65 13,72

539 785

— — — — — —

— 1040 1265 1491

— — — —

— 1128 1373 1618

— — — —

— — — — — — — —

193,7 (7 5/8)

7,62 8,33 9,52

10,92 12,70

941 — — — —

— 1402

— — —

— 1530

— — —

— — — — —

219,1 (8 5/8)

6,71 7,72 8,94

10,16 11,43 12,70 14,15

— 1040 1245

— — — —

1089 —

1657 1932

— — —

1167 —

1785 2079

— — —

— — — — — — —

170

Продолжение приложения 16

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Н-40 J-55 K-55 С-75 N-80 C-90* C-95

P-110

244,5 (9 5/8)

7,92 8,94

10,03 11,05 11,99 13,84

1128 1304

— — — —

— 1755 2010

— — —

— 1883 2167

— — —

— — — — — —

273,0 (10 ¾)

7,09 8,89

10,16 11,43 12,57 13,84 15,11

912 1393

— — — — —

— 1863 2197 2511

— — —

— 2001 2354 2697

— — —

3364 3746

— —

— — —

3580 3982

— —

— — —

3910 4355

— —

— — —

4129 4599

— —

— — —

4805 5355 5953 6551

298,4 (11 3/4)

8,46 9,52

11,05 12,42

1363 — — —

— 2118 2530 2883

— 2265 2697 3089

— — —

3864

— — —

4109

— — —

4497

— — —

4747

— — — —

339,7 (13 3/8)

8,38 9,65

10,92 12,19 13,06

1432 — — — —

— 2285 2648 3001

—

— 2432 2815 3197

—

— — — —

4354

— — — —

4629

— — —

4702 5080

— — — —

5364

— — — — —

171

Продолжение приложения 16

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Н-40 J-55 K-55 С-75 N-80 C-90* C-95

P-110

406,4 (16)

9,52 11,13 12,57

1952 — —

— 3158 3638

— 3344 3854

— — —

473,1 (18 5/8)

11,05 2491 3354 3531

—

— — —

508,0 (20)

11,13 12,70 16,13

2589 — —

3491 4070 5306

3666 4276 5580

— — —

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

J-55 K-55 С-75 N-80 C-90* C-95

P-110

Длинная резьба 114,3 (4 ½)

5,21 5,69 6,35 7,37 8,56

— —

716 — —

— —

804 — —

— —

941 1147

—

— —

991 1206

—

— —

992 1206

—

— —

1040 1265

—

— —

1245 1500 1804

127,0 (5)

5,59 6,43

— 814

— 892

— —

172

173

Продолжение приложения 16 Марка стали Наружный

диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

J-55 K-55 С-75 N-80 C-90* C-95 P-110

127,0 (5)

7,52 9,19

990 —

1098 —

1314 1677

1383 1765

1451 1854

1726 2207

139,7 (5 ½)

6,20 6,98 7,72 9,17

10,54

— 961

1098 — —

— 1069 1206

— —

1451 1795 2108

— —

1549 1903 2236

— —

1584 1948 2286

— —

1667 2050 2403

— —

1981 2442 2864

168,3 (6 5/8)

7,32 8,94

10,59 12,06

1187 1510

— —

1294 1657

— —

— 2020 2462 2844

— 2138 2609 3011

— 2313 2816 3256

— 2432 2962 3423

— 2854 3472 4021

177,8 (7)

5,87 6,91 8,05 9,19

10,36 11,51 12,65 13,72

— —

1393 1628

— — — —

— —

1520 1785

— — — —

— —

1854 2177 2501 2815 3128 3413

— —

1971 2314 2658 2991 3324 3619

— —

2131 2504 2882 3243 3599 3928

— —

2246 2638 3040 3423 3795 4148

— — —

3089 3550 3991 4433 4835

193,7 (7 5/8)

7,62 8,33

— 1540

— 1677

— 2050

— 2177

— 2366

— 2491

— —

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

J-55 K-55 С-75 N-80 C-90* C-95 P-110

193,7 (7 5/8)

9,52 10,92 12,70

— — —

2412 2824 3344

2560 3001 3550

2780 3261 3857

2932 3432 4070

3423 4011 4747

219,1 (8 5/8)

6,71 7,72 8,94

10,16 11,43 12,70 14,15

— —

1854 2158

— — —

— —

2010 2344

— — —

2883 3305 3707 4178

— — —

3060 3511 3942 4433

— — —

3332 3817 4293 4826

— — —

3511 4021 4531 5090

— — — —

4698 5276 5943

244,5 (9 5/8)

7,92 8,94

10,03 11,05 11,99 13,84

— 2010 2314

— — —

— 2177 2501

— — —

— —

3089 3452 3795 4442

— —

3276 3668 4031 4727

— —

3576 3999 4390 5147

— —

3776 4217 4629 5433

— — —

4923 5404 6326

* Сталь С – 90 стандартом не предусмотрена.

174

Приложение 17 Наименьшие разрушающие нагрузки для соединений «Батресс» муфтовых обсадных труб

с резьбой трапецеидального профиля (по стандартам АНИ), кН Марка стали Наружный

диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

J-55 K-55 С-75 N-80 C-90* C-95

P-110

Муфты с нормальным наружным диаметром 114,3 (4 ½)

5,69 6,35 7,37 8,56

902 1000

— —

1108 1236

— —

— 1285 1471

—

— 1353 1549

—

— 1370 1570 1810

— 1451 1667

—

— 1716 1971 2265

127,0 (5)

6,43 7,52 9,19

1118 1304

—

1373 1598

—

— 1667 2010

— 1765 2128

— 1790 2160

— 1883 2275

— 2236 2697

139,7 (5 ½)

6,98 7,72 9,17

10,54

1334 1461

— —

1628 1795

— —

— 1883 2216 2452

— 1981 2334 2579

— 2020 2380 2579

— 2140 2511 2707

— 2530 2972 3226

168,3 (6 5/8)

7,32 8,94

10,59 12,06

1667 2020

— —

2020 2442

— —

— 2599 3040 3432

— 2736 3207 3629

— 2810 3290 3710

— 2962 3472 3923

— 3501 4109 4629

177,8 (7)

8,05 9,19

1922 2177

2324 2638

2481 2805

2618 2972

2680 3040

2834 3217

— 3795

175

Продолжение приложения 17 Марка стали Наружный

диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

J-55 K-55 С-75 N-80 C-90* C-95

P-110

177,8 (7)

10,36 11,51 12,65 13,72

— — — —

3148 3472 3707 3707

3324 3668 3903 3903

3410 3760 3903 3903

3599 3972 4099 4099

4256 4688 4884 4884

193,7 (7 5/8)

8,33 9,52

10,92 12,70

2148 — — —

2589 — — —

2775 3158 3589 4138

2932 3334 3795 4364

3020 3430 3910 4490

3187 3619 4119 4746

— 4276 4864 5600

219,1 (8 5/8)

8,94 10,16 11,43 12,70 14,15

2579 2913

— — —

3070 3472

— — —

— 3776 4217 4658 5149

— 3982 4452 4923 5443

— 4120 4610 5090 5630

— 4344 4864 5374 5943

— —

5737 6335 7012

244,5 (9 5/8)

8,94 10,03 11,05 11,99 13,84

2844 3177

— — —

3364 3756

— — —

— 4119 4521 4884 5600

— 4354 4786 5168 5914

— 4530 4970 5380 6160

— 4786 5247 5668 6492

— —

6178 6679 7649

273,0 (10 ¾)

8,89 10,16 11,43 12,57

3119 3540 3972

—

3648 4148 4648

—

— —

5168 5659

— —

5472 5992

— —

5720 6260

— —

6031 6600

— —

7100 7767

176

Продолжение приложения 17

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

J-55 K-55 С-75 N-80 C-90* C-95 P-110

273,0 (10 ¾)

13,84 15,11

— —

6860 7450

— —

8463 9248

298,4 (11 3/4)

9,52 11,05 12,42

3589 4148 4639

4158 4805 5374

— —

6061

— —

6414

— —

6740

— —

7110

— — —

339,7 (13 3/8)

9,65 10,92 12,19 13,06

4050 4560 5080

—

4619 5208 5786

—

— — —

7110

— — —

7542

— —

7480 7980

— — —

8424

— — — —

406,4 (16)

11,13 12,57

5345 6012

5923 6678

— —

473,1 (18 5/8)

11,05 5914 6355 — — — — —

508,0 (20)

11,13 12,70 16,13

6247 7110 8954

6580 7492 9454

— — —

Муфты с уменьшенным наружным диаметром 114,3 (4 ½)

5,69 6,35 7,37

902 1000

—

1108 1236

—

— 1285 1422

— 1353 1500

— 1370 1500

— 1451 1569

— 1716 1873

177

Продолжение приложения 17

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

J-55 K-55 С-75 N-80 C-90* C-95

P-110

114,3 (4 ½)

8,56 — — — — 1500 — 1873

127,0 (5)

6,43 7,52 9,19

1118 1275

—

1373 1598

—

— 1618 1618

— 1706 1706

— 1795 1795

— 2128 2128

139,7 (5 ½)

6,98 7,72 9,17

10,54

1334 1412

— —

1628 1795

— —

— 1795 1795 1795

— 1883 1883 1883

— 1981 1981 1981

— 2363 2363 2363

168,3 (6 5/8)

7,32 8,94

10,59 12,06

1667 1736

— —

2020 2197

— —

— 2197 2197 2197

— 2314 2314 2314

— 2432 2432 2432

— 2893 2893 2893

177,8 (7)

8,05 9,19

10,36 11,51 12,65 13,72

1873 1873

— — — —

2324 2373

— — — —

2373 2373 2373 2373 2373 2373

2501 2501 2501 2501 2501 2501

2618 2618 2618 2618 2618 2618

— 3128 3128 3128 3128 3128

193,7 (7 5/8)

8,33 9,52

2148 —

2589 —

2775 3158

2933 3334

3020 3430

3187 3619

— 4276

178

Окончание приложения 17

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

J-55 K-55 С-75 N-80 C-90* C-95

P-110

193,7 (7 5/8)

10,92 12,70

— —

3276 3276

3442 3442

3619 3619

4305 4305

219,1 (8 5/8)

8,94 10,16 11,43 12,70 14,15

2579 2913

— — —

3070 3472

— — —

— 3736 3736 3736 3736

— 3933 3933 3933 3933

— 4129 4129 4129 4129

— —

4913 4913 4913

244,5 (9 5/8)

8,94 10,03 11,05 11,99 13,84

2844 3177

— — —

3364 3756

— — —

— 4119 4158 4158 4158

— 4354 4374 4374 4374

— 4370 4374 4374 4374

— 4599 4599 4599 4599

— —

5472 5472 5472

273,0 (10 ¾)

8,89 10,16 11,43 12,57 13,84 15,11

3119 3540 3658

— — —

3648 4148 4639

— — —

— —

4639 4639

— —

4884 4884

— —

4884 4884

— —

5129 5129

— —

6100 6100 6100 6100

* Сталь С – 90 стандартом не предусмотрена.

179

180

Приложение 18

Наименьшие разрушающие нагрузки для соединений «Экстрем лайн» безмуфтовых обсадных труб с резьбой трапецеидального профиля (по стандартам АНИ), кН

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

J-55 K-55 С-75 N-80 C-90* C-95

P-110

Соединение с нормальным наружным диаметром 127,0

(5) 7,52 9,19

1461 —

1854 —

1854 1981

1942 2089

2040 2197

2448 2609

139,7 (5 ½)

6,98 7,72 9,17

10,54

1510 1657

— —

1912 2099

— —

— 2099 2206 2442

— 2206 2324 2569

— 2324 2442 2697

— 2756 2913 3217

168,3 (6 5/8)

8,94 10,59 12,06

2118 — —

2697 — —

2687 2883 3187

2834 3030 3354

2972 3187 3531

3540 3785 4197

177,8 (7)

8,05 9,19

10,36 11,51 12,65 13,72

2216 2256

— — — —

2815 2854

— — — —

2815 2854 3050 3383 3786 4080

2962 3001 3207 3560 3982 4295

3109 3158 3374 3746 4188 4511

— 3756 4011 4452 4972 5374

193,7 (7 5/8)

8,33 9,52

10,92

2462 — —

3119 — —

3119 3119 3403

3276 3276 3589

3442 3442 3766

— 4099 4482

Продолжение приложения 18

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

J-55 K-55 С-75 N-80 C-90* C-95

P-110

193,7 (7 5/8)

12,70 — — 3785 3982 3982 4188 4982

219,1 (8 5/8)

8,94 10,16 11,43 12,70 14,15

3050 3060

— — —

3874 3874

— — —

— 3874 4188 4482 4482

— 4080 4413 4717 4717

— 4286 4639 4952 4952

— —

5521 5903 5903

244,5 (9 5/8)

10,03 11,05 11,99 13,84

3423 — — —

4344 — — —

4344 4344 4590 5217

4570 4570 4835 5492

4796 4796 5080 5776

— 5708 6041 6874

273,0 (10 ¾)

10,16 11,43 12,57 13,84

4335 4854

— —

5502 6159

— —

— 6159 6737

—

— 6482 7100

—

— 6482 7100

—

— 6806 7453

—

— 8101 8866 8904

Соединение с уменьшенным наружным диаметром 127,0

(5) 7,52 9,19

— —

139,7 (5 ½)

6,98 7,72

1510 1657

1912 2099

— 2099

— 2206

— —

— 2324

— 2756

181

Продолжение приложения 18

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

J-55 K-55 С-75 N-80 C-90* C-95

P-110

139,7 (5 ½)

9,17 10,54

— —

2128 2128

2246 2246

— —

2363 2363

2805 2805

168,3 (6 5/8)

8,94 10,59 12,06

2118 — —

2696 — —

2696 2864 2864

2834 3021 3021

— — —

2972 3168 3168

3540 3776 3776

177,8 (7)

8,05 9,19

10,36 11,51 12,65 13,72

2216 2256

— — — —

2815 2854

— — — —

28152854 3001

30001 3383 3383

2962 3001 3158 3158 3560 3560

— — — — — —

3109 3158 3315 3315 3746 3746

— 3756 3942 3942 4452 4452

193,7 (7 5/8)

8,33 9,52

10,92 12,70

2462 — — —

3119 — — —

3119 3119 3305 3305

3276 3276 3491 3491

— — — —

3442 3442 3668 3668

— 4099 4354 4354

219,1 (8 5/8)

8,94 10,16 11,43 12,70 14,15

3050 3060

— — —

3874 3874

— — —

— 3874 3942 3942 3942

— 4080 4148 4148 4148

— — — — —

— 4286 4354 4354 4354

— —

5178 5178 5178

182

Окончание приложения 18

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

J-55 K-55 С-75 N-80 C-90* C-95

P-110

244,5 (9 5/8)

10,03 11,05 11,99 13,84

3423 — — —

4344 — — —

4344 4344 4590 4688

4570 4570 4835 4933

— — — —

4796 4796 5080 5178

— 5708 6041 6169

* Сталь С – 90 стандартом не предусмотрена.

183

Приложение 19

Теоретический вес 1 м колонны*, составленной из труб, изготовляемых по стандарту АНИ, кН

Муфтовые трубы С резьбой закругленного

профиля «Батресс»

Безмуфтовые трубы «Экстрем лайн»

Условный наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

короткой длинной с нормальным наружным

диаметром муфт

с уменьшенным наружным

диаметром муфт

с нормальным диаметром соединения

с уменьшенным диаметром соединения

114,3 (4 ½)

5,21 5,69 6,35 7,37 8,56

0,140 0,150 0,170

— —

0,170 0,192 0,220

— 0,152 0,170 0,192 0,221

— 0,151 0,167 0,191 0,220

— — — — —

127,0 (5)

5,59 6,43 7,52 9,19

11,10 12,7

0,167 0,189 0,219

— — —

— 0,190 0,220 0,264

— —

— 0,190 0,220 0,264

— —

0,188 0,218 0,262

— —

— 0,220 0,263

— —

— — — — —

— — —

140,0 (5 ½) 6,98

7,72 9,17

10,54

0,226 0,248

— —

0,226 0,249 0,291 0,330

— 0,228 0,249 0,291 0,330

— 0,226 0,247 0,289 0,328

— 0,226 0,249 0,290 0,330

— 0,226 0,248 0,289 0,328

6,20 0,203 —

184

Продолжение приложения 19

Муфтовые трубы С резьбой закругленного

профиля «Батресс»

Безмуфтовые трубы «Экстрем лайн»

Условный наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

короткой длинной с нормальным наружным

диаметром муфт

с уменьшенным наружным

диаметром муфт

с нормальным диаметром соединения

с уменьшенным диаметром соединения

168,0 (6 5/8)

7,32 8,94

10,59 12,06

0,289 0,349

— —

0,290 0,350 0,408 0,460

0,291 0,350 0,409 0,460

0,285 0,345 0,403 0,454

— 0,346 0,404 0,455

— 0,345 0,403 0,454

178,0 (7)

5,87 6,91 8,05 9,19

10,36 11,51 12,65 13,72

0,248 0,289 0,334 0,378

— — — —

— —

0,335 0,378 0,423 0,466 0,508 0,546

— —

0,335 0,380 0,424 0,466 0,508 0,546

— —

0,331 0,375 0,419 0,462 0,503 0,542

— —

0,333 0,376 0,420 0,463 0,506 0,544

— —

0,332 0,376 0,419 0,462 0,504 0,543

194,0 (7 5/8)

7,62 8,33 9,52

10,92 12,70 15,11

0,350 0,381

— — — —

— 0,382 0,432 0,489 0,562

—

— 0,382 0,432 0,490 0,562

—

— 0,376 0,427 0,484 0,556

—

— 0,376 0,426 0,482 0,546

—

— 0,375 0,425 0,482 0,554

—

185

Продолжение приложения 19 Муфтовые трубы

С резьбой закругленного профиля

«Батресс» Безмуфтовые трубы «Экстрем

лайн» Условный наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

короткой длинной с нормальным наружным

диаметром муфт

с уменьшенным наружным

диаметром муфт

с нормальным диаметром соединения

с уменьшенным диаметром соединения

219,0 (8 5/8)

6,71 7,72 8,94

10,16 11,43 12,70 14,15

0,355 0,404 0,464 0,522

— — —

— —

0,467 0,525 0,584 0,643 0,710

— —

0,467 0,525 0,584 0,643 0,710

— —

0,457 0,515 0,575 0,634 0,700

— —

0,460 0,517 0,576 0,635 0,701

— —

0,459 0,515 0,575 0,634 0,699

245,0 (9 5/8)

7,92 8,94

10,03 11,05 11,99 13,84

15,11** 15,88** 19,05**

0,464 0,519 0,579

— — — — — —

— 0,524 0,582 0,636 0,686 0,782

— — —

— 0,523 0,582 0,635 0,686 0,782

— — —

— 0,512 0,571 0,625 0,675 0,771

— — —

— —

0,574 0,626 0,675 0,772

— — —

— —

0,572 0,674 0,674 0,770

— — —

273,0 (10 ¾)

7,09 8,89

0,469 0,580

— —

— 0,584

— 0,571

— —

186

Продолжение приложения 19

Муфтовые трубы С резьбой закругленного

профиля «Батресс»

Безмуфтовые трубы «Экстрем лайн»

Условный наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

короткой длинной с нормальным наружным

диаметром муфт

с уменьшенным наружным

диаметром муфт

с нормальным диаметром соединения

с уменьшенным диаметром соединения

273,0 (10 ¾)

10,16 11,43 12,57 13,84 15,11 16,51 17,78 19,05

0,657 0,734 0,801 0,876 0,947

— — —

— — — — — — —

0,660 0,736 0,804 0,879 0,952

— — —

0,648 0,724 0,791

— — — — —

0,655 0,732 0,799 0,874

— — — —

— — — — — — — —

299,0 (11 ¾)

8,46 9,52

11,05 12,42

0,606 0,678 0,779 0,869

— — — —

— 0,682 0,782 0,872

— — — —

340,0 (13 3/8)

8,38 9,65

10,92 12,19 13,06 13,97 15,44 18,26

0,686 0,784 0,881 0,977 1,042

— — —

— — — — — — — —

— 0,788 0,884 0,981 1,045

— — —

— — — — — — — —

187

188

Окончание приложения 19

Муфтовые трубы

С резьбой закругленного профиля

«Батресс» Безмуфтовые трубы «Экстрем

лайн» Условный наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

короткой длинной с нормальным наружным

диаметром муфт

с уменьшенным наружным

диаметром муфт

с нормальным диаметром соединения

с уменьшенным диаметром соединения

407,0 (16)

9,52 11,13 12,57 16,66 18,16

0,933 1,079 1,212

— —

— — — — —

— 1,083 1,215

— —

— — — — —

473,0 (18 5/8)

11,05 1,257 — 1,273 — — —

508,0 (20)

11,13 12,70 16,13

1,357 1,540 1,932

1,364 1,546 1,937

1,361 1,543 1,934

— — —

189

Приложение 20

Коэффициент снижения прочности резьбовых соединений отечественных труб с треугольной резьбой по ГОСТ 632-80

Группа прочности Диаметр трубы, мм

Д К Е Л М Р

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

0,030 0,034 0,038 0,040 0,046 0,050 0,054 0,066 0,074 0,084 0,095 0,106 0,113 0,122 0,135 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

0,0223 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

— — — — — —

190

Приложение 21

Коэффициент снижения прочности гладкого тела трубы

Группа прочности Диаметр трубы, мм

Д К Е Л М Р

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

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

Приложение 22

Перевод единиц СИ в единицы МКГСС

Единицы СИ Метрические

Величина

наименование обозначение

наименование обозначе-ние

Соотношение

Масса килограмм кг — кгс⋅с2 / м 1кг=0,102 кгс⋅с2 / м 1 кгс⋅с2 / м=9,80665 кг

Сила, вес, натяжение

ньютон Н килограмм кгс 1Н=кг⋅м/с2=1/9,80665 кгс=0,102 кгс 1 кгс=9,80665 Н

Плотность килограмм на кубический

метр

кг/м3 — кгс⋅с2 / м4

1кг/м3=0,102 кгс⋅с2 / м4

1 кгс⋅с2 / м4=9,80665 кг/м3

Вес единицы длины трубы

ньютон на метр Н/м килограмм на метр

кгс/м 1 Н/м=0,102 кгс/м 1 кгс/м=9,80665 Н/м

Удельный вес

ньютон на кубический

метр

Н/м3 килограмм на кубический метр

кгс/м3 1 Н/м3=0,102 кгс/м3

1 кгс/м3=9,80665 Н/м3

191

192

Окончание приложения 22

Единицы СИ Метрические

Величина

наименование обозначение

Соотношение

Давление, напряжение

паскаль Па килограмм на квадратный

метр

кгс/м2 1 Па=1 Н/м2=1,02⋅10-5 кгс/см2=1,02⋅10-1 гс/см2

1МПа=106 Па=1,02⋅10 кгс/см2=1,02⋅105 кгс/м2

1 кгс/см2=9,80665⋅10-2 МПа 1 кгс/м2=9,80665 Па=9,80665⋅10-6 МПа

Момент силы

ньютон-метр Н⋅м килограммо-метр

кг⋅см 1 Н⋅м=0,102 кгс⋅м 1 кгс⋅м=9,81 Н⋅м

193

Содержание 1. Общие положения…………………………………………..……… 3 2. Расчет эксплуатационных обсадных колонн

для нефтяных скважин………………………………………..….. Внутреннее давление…………………………………..…………. Наружное давление………………………………………………..Избыточное наружное давление…………………………..……. Избыточное внутреннее давление……………………………… Осевая нагрузка от собственного веса……………………..…..Прочность труб. Коэффициенты запаса прочности…………..Порядок выбора конструкций эксплуатационных обсадных колонн.………………………………………………………….…….

7 7 9

13 15 18 19

3. Расчет промежуточных обсадных колонн для нефтяных скважин………………………………..………….. Внутреннее давление……………………………………..………. Наружное давление………………………………………..……… Избыточное наружное давление………………………..…..….. Избыточное внутреннее давление…………………….……..… Осевая нагрузка от собственного веса………………..……..…Прочность труб. Коэффициенты запаса прочности………….

30 30 33 34 34 35 35

4. Расчет промежуточных обсадных колонн для газовых скважин……………………………………………….Внутреннее давление………………………………………..……. Наружное давление…………………………………………..…… Избыточное наружное давление…………………………….…..Избыточное внутреннее давление………………………………

36 36 39 39 40

5. Расчет промежуточных обсадных колонн для газовых скважин……………………………………….…..…. Внутреннее давление…………………………………..…………. Наружное давление……………………………………………….. Избыточное наружное давление………………………..……… Избыточное внутреннее давление……………………….……..

41 41 42 42 43

6. Расчет потайных колонн и колонн, спускаемых частями………………………………………………………………. Промежуточные потайные колонны………………………..……Промежуточные колонны, спускаемые частями……………… Эксплуатационные потайные колонны…………………………

43 43 45 46

7. Рекомендации по расчету импортных обсадных труб………. 46 8. Расчет обсадных колонн для наклонно направленных

скважин…………………………………………………………..….. Наружное и внутреннее давления……………….….………..…Нагрузки от собственного веса и изгиба……………..……..….Порядок расчета и выбора конструкций обсадных колонн для наклонно направленных скважин………………………..…

47 47 48

9. Расчет натяжения обсадных колонн…………………………… 52 10 Допустимое внутреннее давление в обсадной

колонне………………………………………………………………

194

11. Особенности расчета обсадных колонн для горизонтальных скважин…………………………………..………

12. Особенности расчета обсадных колонн при наличии сероводорода и углекислого газа……………………………….

13. Особенности расчета обсадных колонн при бурении с плавучих средств……………………………………….……….…

14. Определение удельного веса горных пород………..…….….. 63 15. Выбор типов резьбовых соединений и групп прочности

(марок) обсадных труб………………………………………..….. Методика выбора обсадных труб и резьбовых соединений………………………………………………..……..….

16. Примеры расчета обсадных колонн……………………………. Эксплуатационная колонна для нефтяной скважины (фонтанирующая) диаметром 146 мм……………………….….Построение эпюр внутренних давлений…………………..……Построение эпюр наружных давлений………………….………Построение эпюр избыточных наружных давлений……..….. Построение эпюр избыточных внутренних давлений при испытании на герметичность в один прием без пакера…….. Расчет эксплуатационной колонны…………………………….. Эксплуатационная колонна для газовой скважины диаметром 168 мм………………………………………………….Построение эпюр внутренних давлений…………………….….Построение эпюр наружных давлений…………………….…….Построение эпюр избыточных наружных давлений…….…… Построение эпюр избыточных внутренних давлений……..…Расчет эксплуатационной колонны на прочность……………. Промежуточная обсадная колонна диаметром 244,5 мм для газовой скважины…………………………………………….. Построение эпюр внутренних давлений………………………..Построение эпюр наружных давлений…………………….…… Построение эпюр избыточных наружных давлений……..….. Построение эпюр избыточных внутренних давлений………..Выбор труб и расчет колонны ……………………………….…..Расчет натяжения обсадной колонны………………..………… Промежуточная потайная колонна диметром 219 мм………. ПРИЛОЖЕНИЯ:

75 75 77 78

81 81

85 85 87 87 89 90

91 93 93 95 97 98

101103

1. Исходные данные для расчета…………………………..…..…. 109II ПРОЧНОСТНЫЕ И ВЕСОВЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТРУБ

ОТЕЧЕСТВЕННОГО ПРОИЗВОДСТВА………………………..

1122. Критические давления для обсадных труб по ГОСТ632-80.. 1123. Растягивающие нагрузки, при которых напряжения в теле

труб по ГОСТ 632-80 достигают предела текучести….……

1204. Внутренние давления, при которых напряжения в теле труб

по ГОСТ 632-80 достигают предела текучести….…………….

1265. Страгивающие нагрузки для соединений обсадных труб по

ГОСТ 632-80, рассчитанные по формуле Яковлева-

195

Шумилова…………………………………………………….…….. 1326. Допустимые растягивающие нагрузки для обсадных труб

ОТТМ и ОТТГ по ГОСТ 632-80 с нормальным диаметром муфт исполнения А………………………………………………..

1407. Допустимые растягивающие нагрузки для соединений

обсадных труб ОТТМ и ОТТГ по ГОСТ 632-80 со специальными муфтами с уменьшенным наружным диаметром исполнения А…………………………………….…..

1438. Допустимые растягивающие нагрузки для обсадных труб

ТБО по ГОСТ 632-80 исполнения А……………………..……..

1459. Допустимые растягивающие нагрузки для обсадных труб

ОТТМ и ОТТГ по ГОСТ 632-80 с нормальным диаметром муфт исполнения Б………………………………………………..

14610. Допустимые растягивающие нагрузки для соединений

обсадных труб ОТТМ и ОТТГ по ГОСТ 632-80 со специальными муфтами с уменьшенным наружным диаметром исполнения Б…………………….…………………..

14811. Допустимые растягивающие нагрузки для обсадных труб

ТБО по ГОСТ 632-80 исполнения Б………………………….…

15012. Теоретический вес 1 м колонны, составленной из

отечественных труб по ГОСТ 632-80…………………………..

151II ПРОЧНОСТНЫЕ И ВЕСОВЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

ИМПОРТНЫХ ОБСАДНЫХ ТРУБ (ПО СТАНДАРТАМ АНИ)

15413. Наименьшие сминающие давления…………………………… 15414. Внутренние давления, при которых напряжения в теле

трубы достигают предела текучести………………..…………

15915. Растягивающие усилия, при которых напряжения в теле

трубы достигают предела текучести…………………….………

16416. Наименьшие разрушающие нагрузки соединений

муфтовых обсадных труб с короткой и длинной резьбой треугольного профиля (по стандартам АНИ)…………………

16917. Наименьшие разрушающие нагрузки для соединений

«Батресс» муфтовых обсадных труб с резьбой трапецеидального профиля (по стандартам АНИ)…….……

17518. Наименьшие разрушающие нагрузки для соединений

«Экстрем лайн» безмуфтовых обсадных труб с резьбой трапецеидального профиля (по стандартам АНИ)…….……

18019. Теоретический вес 1 м колонны, составленной из труб.

изготовленных по стандартам АНИ…………………………….

18420. Коэффициент снижения прочности резьбовых соединений

отечественных труб с треугольной резьбой по ГОСТ 632-80

18921. Коэффициент снижения прочности гладкого тела трубы…. 19022. Перевод единиц системы СИ в единицы МКГС……………… 191

Рис.10. Эпюра внутренних дав-лений.

А 16,5

С 1500

В 42

10 20 30 40 Расчетные давления, МПа

Глубина,

3000

200

000

Рис.11. Эпюра наружных дав-лений.

0 А

2550

F 47,6 Е 42

В 24,5 С 25

1750 1800

10 20 30 40 Расчетные давления, МПа

Га,

лубин

3000

200

000

1500 1750 1800

2550

2900

C 22 D 22

B 21 C’ 22,1 D’ 22,2

2550 2550

G 27,3 F 27

G’ 18,6 F’ 18,8

10 20 30 Расчетные давления, МПа

Глубина,

3000

200

000

Рис.12. Эпюра наружных избыточных давлений.

1750 1800

D 8,2 2550

В 11,2 С 11,2

Е 6,2 10 20 Расчетные давления, МПа

Глубина,

3000

2000

100

Рис.13. Эпюра внутренних избыточных давлений.

Рис.14. Эпюры внутренних дав-лений РВZ: АВ – при окончании цементиро-вания; CD – в период ввода скважины в эксплуатацию; EFG – при солянокислотной об-работке; HJ – при окончании эксплуата-ции.

B 45,0 G 35,6

F 34

D 1,0

J 10 20 30 40 50 Расчетные давления, МПс

Н 8,75 А Е 9,4 С 25,0

Глубина,

2500

2350

200

000

Рис.16. Эпюры наружных давлений при окончании экс-плуатации скважины.

Г, м

лубина

2500

2000

000

-1,0

В 26,5

10 20 30 Расчетные давления, МПа

Рис.15. Эпюры наружных давлений РНZ : АВ — при окончании цементирования; АС – при окончании эксплуатации.

В 45,0 С 27,5

10 20 30 40 50 Расчетные давления, МПа

Г, м

лубина

2500

2000

000

Рис.17. Эпюра избыточных внутренних давлений при испытании колонны на

герметичность.

В 25,0

10 20 30 Расчетные давления, МПа

Глубина,

2500

000

100

А 27,5

Рис.18. Эпюры внутрен-них давлений РВZ: АВ – минимального;

CD – максимального при закрытом после фонта-

нирования устье; EF – при окончании це-

ментирования.

D 44,3 F 43,2 В 22,0

10 20 30 40 50 Расчетные давления, МПа

Глубина,

2400

200

1000

А Е 4,8 С 38,3

10 20 30 40 50 Расчетные давления, МПа

Рис.19. эпюры наружных давлений РНZ: АВ – в зацементированном интервале при γГС = 1,1⋅104 Н/м3; ABCDEFB – при углублении скважины после ОЗЦ; AG – при окончании цементирования.

F 48,3

G 43,2

D 45,15

В 26,4

F 25,3

С 23,65

Глубина,

2400

230

0 2

150

000

100

Рис.20. Эпюры избыточных наружных давлений: АВ – при окончании цементирования; CDEFGH – при выбросе в процессе дальнейшего углубления скважины.

D 3,95 E 25,45

F 27,1 G 4,2

В Н 4,4 10 20 30 Расчетные давления, МПа

2000 2150 2300 2400

А -4,8 0 С

1000

Глубина,

C 42,13 A 38,3

D 44,53 В 17,9

10 20 30 40 50 Расчетные давления, МПа

Глубина,

2400

000

Рис.21. Эпюры избыточных внутренних давлений: АВ – при закрытом устье при наличии в скважине газа;

CD – при испытании на герметичность в один прием без пакера.

10 20 Расчетные давления, МПа

Рис.23. Эпюра внутренних избыточных давлений.

E 11,6

D 23,62

С 10,87 В 23,22

А 20,02

10 20 Расчетные давления, МПа

Глубина,

4100

400

0 3

950

390

100

3000

Рис.22. Эпюра наружных избыточных давлений.

10 20 Расчетные давления, МПа

В 20,5

С 20,62

В 20,5 С 20,62

А 6,2

Га,

лубин

4100

310

Источник

ДОПОЛНЕНИЕ
К «ИНСТРУКЦИИ ПО РАСЧЕТУ ОБСАДНЫХ КОЛОНН ДЛЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН», М., 1997 г.

Настоящее Дополнение к «Инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин»*, М, 1997 г. разработано Ассоциацией буровых подрядчиков.

________________

* Документ не приводится. За дополнительной информацией обратитесь по ссылке, здесь и далее по тексту. — Примечание изготовителя базы данных.

Составители: Колесников В.Г., Кузнецов В.Ф., Чеблаков Е.А., Шинкевич Г.Г., Якубовский Н.В.

Согласовано с Госгортехнадзором России письмом от 06.09.2000 г. N 10-03/667.

Настоящее Дополнение распространяется на отечественные обсадные стальные электросварные трубы диаметрами 140, 146, 168, 219, 245 мм с трапецеидальной резьбой «Батресс» и ОТТМ, включая резьбовые соединения с узлом уплотнения из полимерных материалов (фторопластовое кольцо).

Электросварные обсадные трубы по точности изготовления, материалу труб и муфт соответствуют ТУ 39-0147016.40-93* «Трубы обсадные электросварные и муфты к ним» и выпускаются Выксунским металлургическим заводом. При этом конструкция и размеры резьбовых соединений «Батресс» соответствуют стандарту АНИ 5СТ и 5В, а резьбовых соединений ОТТМ — ГОСТ 632-80. По геометрическим параметрам тела трубы (толщина стенки и овальность) трубы выпускаются с повышенной и нормальной точностью изготовления.

________________

* ТУ, упомянутые здесь и далее по тексту, не приводятся. За дополнительной информацией обратитесь по ссылке. — Примечание изготовителя базы данных.

Трубы с повышенной точностью изготовления имеют улучшенные эксплуатационные характеристики. Для электросварных труб с нормальной точностью изготовления, выпускаемых ВМЗ по вышеуказанным ТУ, эксплуатационные характеристики соответствуют бесшовным трубам, изготовленным по ГОСТ 632-80.

В Дополнении приводятся сведения, относящиеся к определению прочностных характеристик и коэффициентов запаса прочности электросварных обсадных труб с резьбой «Батресс» и ОТТМ повышенной точности изготовления.

Остальные положения «Инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин» М., 1997, не отмеченные в Дополнении, остаются без изменений.

Нижеприведенное Дополнение является неотъемлемой частью «Инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин», М., 1997 г. и должно использоваться совместно с ней.

Пункт 2.22 и 3.18.

Дополнить: «Теоретический вес обсадной колонны из электросварных труб производства ВМЗ по ТУ 39-0147016.40-93 приведен в Дополнении к приложению 12» (см. стр.12 настоящего документа).

Пункт 2.23.

Дополнить: «Расчет сопротивляемости обсадных труб избыточным наружным давлениям (критическое давление) производится по формуле Саркисова (ф.2.37) при следующих параметрах:

В Дополнении к приложению 2 (см. стр.7 настоящего документа) приведены значения критических давлений, рассчитанные с учетом вышеприведенных значений».

Пункт 2.24.

Дополнить примечанием «В Дополнении к приложению 3 (см. стр.8 настоящего документа) приведены величины для обсадных электросварных труб производства ВМЗ по ТУ 39-0147016.40-93″.

Пункт 2.26.

Дополнить: «Избыточное внутреннее давление, при котором напряжение в трубах достигает предела текучести, определяют по формуле 2.40, где коэффициент 0,875, учитывающий отклонение толщины стенки от номинального значения (для труб по ГОСТ 632-80) заменяется на величину 0,950 (для труб по ТУ 39-0147016.40-93).

Значения , определенные по формуле (2.40), приведены в Дополнении к приложению 4 (см. стр.9 настоящего документа).

Коэффициент запаса прочности на внутреннее давление принимается как для труб исполнения А — 1,15″.

Пункт 2.28.

Дополнить: «Расчет на растяжение электросварных обсадных труб с резьбой «Батресс» и ОТТМ производится аналогично как для труб с резьбой трапецеидального профиля.

Значения допустимых растягивающих нагрузок для труб с резьбой «Батресс» и ОТТМ приведены в Дополнении к приложению 6 (см. стр.10-11 настоящего документа).

Коэффициенты запаса прочности применяются как для труб исполнения А по ГОСТ 632-80 (1,75 — для резьбы; и 1,25 — по телу трубы)».

Пункт 8.10.

Дополнить примечанием «Приведенные ограничения по применению резьбовых соединений с учетом допускаемой интенсивности искривления ствола скважины также относятся к отечественным электросварным трубам с резьбами «Батресс» производства ВМЗ по ТУ 39-0147016.40-93.

Таблица 15.1.

Дополнить примечанием 4 «Отечественные обсадные электросварные трубы с резьбой «Батресс» производства ВМЗ имеют размеры, равные размерам импортных труб, выпускаемых по стандарту АНИ, а размеры труб с резьбой ОТТМ равны соответствующим размерам труб для исполнения А по ГОСТ 632-80″.

Таблица 15.3.

Дополнить примечанием 3 «Отечественные обсадные электросварные трубы с резьбами «Батресс» производства ВМЗ и ОТТМ по условиям применения соответствуют резьбам ОТТМ по ГОСТ 632-80″.

Пункт 15.5.

Дополнить примечанием «Обсадные электросварные трубы производства ВМЗ по ТУ 39-0147016.40-93 обладают повышенным сопротивлением и рекомендуются к установке в интервалах расчета на наружное избыточное давление.

Таблица 15.5 и 15.5 бис.

Дополнить примечанием «Отечественные обсадные электросварные трубы с резьбами «Батресс» производства ВМЗ соответствуют резьбе «Батресс» по АНИ, а резьбы ОТТМ соответствуют ГОСТ 632-80, в том числе с фторопластовым (тефлоновым) кольцом».

Приложение 2.

Дополнить таблицей «Критические давления для электросварных обсадных труб производства ВМЗ по ТУ 39-0147016.40-93».

Приложение 3.

Дополнить таблицей «Растягивающие нагрузки, при которых напряжения в теле обсадных электросварных труб производства ВМЗ по ТУ 39-0147016.40-93, достигают предела текучести».

Приложение 4.

Дополнить таблицей «Внутренние давления, при которых напряжения в теле обсадных электросварных труб производства ВМЗ по ТУ 39-0147016.40-93, достигают предела текучести».

Приложение 6.

Дополнить таблицами: «Разрушающие нагрузки для обсадных труб с резьбовым соединением «Батресс» производства ВМЗ по ТУ 39-0147016.40-93 с нормальным диаметром муфт» и «Допустимые растягивающие нагрузки для обсадных труб ОТТМ производства ВМЗ по ТУ 39-0147016.40-93 с нормальным диаметром муфт (с учетом коэффициента запаса прочности 1,25 от разрушающей нагрузки или 0,8 от предела текучести тела трубы)».

Приложение 12.

Дополнить таблицей «Теоретический вес 1 метра колонны, составленной из обсадных труб производства ВМЗ по ТУ 39-0147016.40-93».

Раздел 16.

Дополнить вариантом примера расчета для электросварных обсадных труб производства ВМЗ по ТУ 39-0147016.40-93.

Дополнение к приложению 2
«Инструкции по расчету обсадных колонн
для нефтяных и газовых скважин»

Критические давления для обсадных электросварных труб производства ВМЗ по ТУ 39.0147016.40-93, МПа


Условный диаметр трубы, мм	Толщина стенки, мм	Группа прочности
		С	Дс
		Категория	Категория
		1	2	1	2
140	7,0	28,9	25,0	30,9	28,9
	7,7	33,8	28,9	36,5	33,8
146	6,5	23,1	20,4	24,4	23,1
	7,0	26,6	23,2	29,4	26,6
	7,7	31,5	27,0	33,9	31,5
	8,5	36,7	31,1	39,8	36,7
	9,5	42,9	36,1	46,8	42,9
	10,7	50,1	41,9	54,9	50,1
168	7,3	21,9	19,5	23,1	21,9
	8,0	26,3	22,9	28,0	26,3
	8,9	31,6	27,1	34,1	31,6
	10,6	41,1	34,6	44,8	41,1
219	7,7	13,5	12,6	14,0	13,5
	8,9	19,1	17,2	19,9	19,1
	10,2	25,2	22,1	26,8	25,2
245	7,9	10,9	10,3	11,2	10,9
	8,9	14,8	13,6	15,3	14,8
	10,0	19,3	17,4	20,3	19,3

Дополнение к приложению 3
«Инструкции по расчету обсадных колонн
для нефтяных и газовых скважин»

Растягивающие нагрузки, при которых напряжения в теле электросварных труб производства ВМЗ по ТУ 39.0147016.40-93, достигают предела текучести, кН


Условный диаметр трубы, мм	Толщина стенки, мм	Группа прочности
		С	Дс
		Категория	Категория
		1	2	1	2
140	7,0	1098	908	1211	1098
	7,7	1216	1005	1342	1213
146	6,5	1078	891	1189	1078
	7,0	1156	956	1275	1156
	7,7	1274	1053	1406	1274
	8,5	1392	1151	1536	1392
	9,5	1548	1279	1708	1548
	10,7	1726	1427	1904	1726
168	7,3	1392	1151	1536	1392
	8,0	1510	1249	1666	1510
	8,9	1686	1394	1860	1686
	10,6	1980	1637	2185	1980
219	7,7	1940	1604	2141	1940
	8,9	2234	1847	2465	2234
	10,2	2530	2092	2791	2530
245	7,9	2216	1832	2445	2216
	8,9	2490	2059	2747	2490
	10,0	2784	2302	3072	2784

Дополнение к приложению 4
«Инструкции по расчету обсадных колонн
для нефтяных и газовых скважин»

Внутренние давления, при которых напряжения в теле обсадных электросварных труб производства ВМЗ по ТУ 39.0147016.40-93, достигают предела текучести, МПа


Условный диаметр трубы, мм	Толщина стенки, мм	Группа прочности
		С	Дс
		Категория	Категория
		1	2	1	2
140	7,0	36,1	29,9	39,8	36,1
	7,7	39,7	32,9	43,8	39,7
146	6,5	32,0	26,5	35,3	32,0
	7,0	34,5	28,6	38,1	34,5
	7,7	38,0	31,4	41,9	38,0
	8,5	41,9	34,7	46,2	41,9
	9,5	46,8	38,8	51,6	46,8
	10,7*	51,3	42,5	56,6	51,3
168	7,3	31,2	25,9	34,4	31,2
	8,0	34,2	28,4	37,8	34,2
	8,9	38,1	31,5	42,0	38,1
	10,6*	44,9	37,2	49,5	44,9
219	7,7	25,3	21,0	27,9	25,3
	8,9	29,3	24,2	32,3	29,3
	10,2	33,5	27,8	37,0	33,5
245	7,9	23,3	19,3	25,7	23,3
	8,9	26,2	21,7	28,9	26,2
	10,0	29,5	24,4	32,5	29,5

* Для этих труб внутреннее давление ограничено прочностью муфты. Примечание. Расчет внутренних давлений произведен для труб повышенной точности изготовления со средневзвешенным статистическим минусовым допуском на толщину стенки равным -5%.

Дополнение к приложению 6
«Инструкции по расчету обсадных колонн
для нефтяных и газовых скважин»

Разрушающие нагрузки для обсадных труб с резьбовым соединением «Батресс» производства ВМЗ по ТУ 39.0147016.40-93 с нормальным диаметром муфт, кН


Условный диаметр трубы, мм	Толщина стенки, мм	Группа прочности
		С	Дс
		Категория	Категория
		1	2	1	2
140	7,0	1106	916	1220	1106
	7,7	1210	1003	1335	1210
146	6,5	1080	895	1192	1080
	7,0	1159	961	1279	1159
	7,7	1269	1051	1399	1269
	8,5	1393	1154	1536	1393
	9,5	1545	1280	1704	1545
	10,7	1725	1429	1903	1725
168	7,3	1399	1159	1543	1399
	8,0	1527	1265	1684	1527
	8,9	1689	1399	1863	1689
	10,6	1990	1649	2195	1990
219	7,7	1938	1606	2138	1938
	8,9	2227	1845	2457	2227
	10,2	2537	2102	2798	2537
245	7,9	2226	1844	2455	2226
	8,9	2497	2068	2754	2497
	10,0	2792	2313	3079	2792

Примечания. 1. Разрушающие нагрузки определены из условия достижения в теле трубы предела текучести. 2. При расчете колонн допустимая растягивающая нагрузка определяется с учетом коэффициента запаса прочности 1,25.

Дополнение к приложению 6
«Инструкции по расчету обсадных колонн
для нефтяных и газовых скважин»

Допустимые растягивающие нагрузки для обсадных труб ОТТМ производства ВМЗ по ТУ 39.0147016.40-93 с нормальным диаметром муфт (с учетом коэффициента запаса прочности 1,25 от разрушающей нагрузки или 0,8 от предела текучести тела трубы), кН


Условный диаметр трубы, мм	Толщина стенки, мм	Группа прочности
		С	Дс
		Категория	Категория
		1	2	1	2
140	7,0	882	729	973	882
	7,7	971	803	1071	971
146	6,5	863	714	952	863
	7,0	931	770	1027	931
	7,7	1020	843	1125	1020
	8,5	1108	916	1223	1108
	9,5	1226	1014	1353	1226
	10,7	1373	1135	1515	1373
168	7,3	1118	924	1234	1118
	8,0	1226	1013	1353	1226
	8,9	1353	1119	1493	1353
	10,6	1588	1313	1752	1588
219	7,7	1549	1281	1709	1549
	8,9	1785	1476	1969	1785
	10,2	2030	1679	2240	2030
245	7,9	1755	1451	1936	1755
	8,9	2000	1654	2207	2000
	10,0	2236	1849	2467	2236

Дополнение к приложению 12
«Инструкции по расчету обсадных колонн
для нефтяных и газовых скважин»

Теоретический вес 1 метра колонны, составленной из обсадных труб производства ВМЗ по ТУ 39.0147016.40-93, кН


Условный диаметр трубы, мм	Толщина стенки, мм	Тип соединения
		Батресс	ОТТМ
		Нормальная муфта	Нормальная муфта	Специальная муфта
140	7,0	0,231	0,229	0,228
	7,7	0,253	0,251	0,250
146	6,5	0,229	0,226	0,222
	7,0	0,245	0,243	0,239
	7,7	0,268	0,265	0,261
	8,5	0,292	0,290	0,286
	9,5	0,323	0,321	0,318
	10,7	0,360	0,358	0,354
168	7,3	0,295	0,294	0,289
	8,0	0,321	0,319	0,315
	8,9	0,354	0,354	0,349
	10,6	0,415	0,414	0,409
219	7,7	0,414	0,412	0,404
	8,9	0,473	0,471	0,464
	10,2	0,535	0,530	0,522
245	7,9	0,475	0,472	0,464
	8,9	0,530	0,528	0,519
	10,0	0,590	0,588	0,579

Дополнение к разделу 16
«Инструкции по расчету обсадных колонн
для нефтяных и газовых скважин»

Примеры расчета обсадных колонн

Эксплуатационные колонны

Эксплуатационная колонна для нефтяной скважины (фонтанирующая) диаметром 146 мм, составленная из обсадных труб с резьбой «Батресс» по ТУ 39-0147016.40-93 «Трубы обсадные электросварные и муфты к ним» повышенной точности изготовления.

Расчет производим при следующих исходных данных:

Глубина, м: 3000; 1000 (при испытании на герметичность); 1500 (при освоении скважины); 1750; 1800.

Удельный вес, Н/м: 1,85·10; 1,0·10; 1,0·10 (при освоении); 0,85·10 (в период ввода в эксплуатацию); 0,95·10 (при окончании эксплуатации); 1,4·10.

На глубине 2500…2600 м находится проницаемый пласт. На глубине 2550 м давление 35,5 МПа.

Эксплуатационный объект расположен в интервале 2900…3000 м.

На глубине 3000 м пластовое давление 42 МПа, на глубине 2900 м — 40,6 МПа; , .

Запас прочности в зоне эксплуатационного объекта 1,20.

Расчет наружных, внутренних и избыточных давлений приведен в пп.16.1-16.12, а эпюры избыточных наружных и внутренних давлений на рис.12 и 13 Инструкции [1]*.

________________

* В бумажном оригинале раздел Библиография не приводится. — Примечание изготовителя базы данных.

Расчет эксплуатационной колонны

16.3. Вариант 2 с применением электросварных труб по ТУ 39-0147016.40-93

МПа; МПа.

По Дополнению к приложению 2 находим, что этому давлению соответствуют трубы группы прочности «Дс» (категория 2) с толщиной стенки 7,7 мм, для которых 33,8 МПа.

Длина 1-й секции 150 м (100 м плюс 50 м выше кровли эксплуатационного пласта). Вес ее , где по Дополнению к приложению 12 равен 0,268 кН. Тогда кН.

По эпюре (рис.12) определяем расчетное давление на уровне верхнего конца 1-й секции на глубине 2850 м; 27 МПа.

Этому давлению при 1,0 соответствуют трубы группы прочности «Дс» (категория 2) с толщиной стенки 7,7 мм (те же трубы, что и для 1-й секции). По эпюре (рис.12) определим, что трубы для второй секции с толщиной стенки 7,0 мм (категория 2) и 26,6 МПа можно применять с глубины 2800 м. Тогда длина первой секции м, а вес кН. Определим значение для труб 2-й секции по формуле (2.38) для условий двухосного нагружения

МПа,

где выбираем из Дополнения к приложению 3.

Этому давлению по эпюре (рис.12) соответствует глубина 2760 м, следовательно уточненная длина первой

где выбираем из Дополнения к приложению 3*.
_________________

* Текст документа соответствует оригиналу. — Примечание изготовителя базы данных.

Этому давлению по эпюре (рис.12) соответствует глубина 2760 м, следовательно уточненная длина первой секции будет равна м, кН.

Для 3-й секции выбираем трубы группы прочности «Дс» (категория 2) 6,5 мм, для которых 23,1 МПа. Это давление имеет место на глубине 2020 м (эпюра рис.12). Следовательно, длина 2-й секции м, а вес кН.

Определим величину по формуле (2.38) для условий двухосного нагружения с учетом растягивающих нагрузок от веса двух первых секций кН.

МПа

Этому давлению по эпюре соответствует глубина 1470 м, следовательно, уточненная длина 2-й секции будет равна м, кН.

Для четвертой секции выбираем трубы группы прочности «Дс» (категория 2) с толщиной стенки 7,0 мм. Так как 4-я секция состоит из более прочных труб, чем 3-я, то длину 3-й секции и последующих выбираем из расчета на растяжение.

По Дополнению к приложению 6 для этих труб 1080 кН, а кН.

По формуле (2.49) определим длину 3-й секции

м.

Для 3-й секции достаточна длина м, кН.

кН.

Конструкция обсадной колонны 146 мм


Номер секции (снизу-вверх)	Группа прочности	Толщина стенки, мм	Длина секции, м	Вес секции, кН
1	Дс	7,7	240	64,32
2	Дс	7,0	1290	316,05
3	Дс	6,5	1470	336,63
Всего			3000	717,00

Примечания. 1. Конструкция колонны, составленная из труб поГОСТ 632-80 с треугольной резьбой весит 783,40 кН (см. аналогичный пример в п.16.3 Инструкции [1]), то есть на 9,26% больше. 2. Для аналогичных условий колонна, составленная из труб по ГОСТ 632-80 (исполнение А) группы прочности «Д» (аналог «Дс» категории 2), с резьбой ОТТМ (аналог «Батресс») будет весить 738,85 кН, то есть на 3,05% больше. 3. Экономия веса достигается за счет высокой точности изготовления труб по ТУ 39-0147016.40-93 (овальность 0,005, вместо 0,0075; разностенность 5% вместо 12,5%).

Источник

Есть вопросы? Пишите!

Заказать обратный звонок

Каталог
О нас
Новости
Отзывы
Контакты
Документы Online
Перечни документов
Оплата и доставка

Газопроект.ру

База нормативно-технической документации для проектировщиков и строителей объектов газовой промышленности

Спецпредложение

Вы можете получить любой документ БЕСПЛАТНО, если вышлете нам документ из раздела «Мы ищем»

Ваше местоположение

Купить или обменять документ Вы можете независимо от Вашего местоположения. Если не нашли нужный документ-напишите нам, мы его добавим на сайт.

Поиск по каталогу

Каталог

ГОСТы
- ГОСТы на 1
- ГОСТы на 2
- ГОСТы на 3
- ГОСТы на 5
- ГОСТы на 8
- ГОСТы на 9

Отзывы

«Очень оперативно работаете: только прошла оплата-через 2 минуты документ уже был у меня. Спасибо!»

Людмила,
вед. инженер, Новосибирск

«Спасибо! Очень оперативно: и оплата и доставка! И самое главное на сайте я нашла документы, которые искала очень давно и безуспешно!»

Лада,
Начальник лаборатории, Новый Уренгой

Оставить отзыв

Все отзывы (2)

Источник

Дополнение к «Инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин»

Получить бесплатно

Текст
Сканер-копия
Примечания
Ссылается на

ДОПОЛНЕНИЕ
К «ИНСТРУКЦИИ ПО РАСЧЕТУ ОБСАДНЫХ КОЛОНН ДЛЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН», М., 1997 г.

________________

Составители: Колесников В.Г., Кузнецов В.Ф., Чеблаков Е.А., Шинкевич Г.Г., Якубовский Н.В.

Согласовано с Госгортехнадзором России письмом от 06.09.2000 г. N 10-03/667.

Скачать документ нельзя
Можно заказать Бесплатно! 1 документ

Международные и зарубежные стандарты ( ASTM, ISO, ASME, API, DIN EN, BS EN, AENOR и др.) не предоставляются в рамках данной услуги. Каждый стандарт приобретается платно с учетом лицензионной политики Разработчика.

Получить бесплатно

или посмотрите возможности крупнейшей электронной библиотеки «Техэксперт» — более 8 000 000 документов!

Заказать бесплатную демонстрацию

! После демонстрации Вы получите бесплатный доступ к базе данных «Информационный указатель стандартов» или к информационному каналу «Реформа технического регулирования», куда включены не только новые технические регламенты, но также их проекты — предстоящие изменения в области технического регулирования. Ни в одной другой базе данных этого нет!

Подписка на полную версию «Указателя стандартов» через ФГУП «Стандартинформ» стоит 20 000 рублей.

При заказе демонстрации Вы получите доступ к его электронной версии совершенно бесплатно!

Источник

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
«ГАЗПРОМ»

УТВЕРЖДАЮ

Член Правления

ОАО «Газпром»

Б.А. Никитин

«25» июля 2000 г.

ИНСТРУКЦИЯ
ПО КРЕПЛЕНИЮ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

РД 39-00147001-767-2000

Срок введения установлен с
01.08.2000 г.

Настоящий документ разработан:

Управлением по бурениюгазовых и
газоконденсатных скважин ОАО «Газпром» ОАО

НПО «Бурение»

Начальник управления

________А.Н. Гноевых

«21» июля 2000 г.

Генеральный директор

________С.А. Рябоконь

18 июля 2000 г.

АННОТАЦИЯ

Настоящая Инструкция является руководящим
документом (РД), регламентирующим требования к оборудованию, техническим
средствам и спецматериалам, используемым при креплении нефтяных и газовых
скважин. Включает совокупность системно взаимосвязанных требований, ограничений,
формализованных методик расчета и принятия решений на этапах проектирования,
планирования и управления процессами, являющимися содержанием технологии
крепления скважин. Учитываются условия безаварийного и экономичного крепления
скважин с учетом обеспечения требований к крепи в конкретных
горно-геологических условиях. Инструкция сопровождается приложением методик и
минимально необходимых нормативно-справочных данных для оперативного
пользования.

Инструкция предназначена для проектных и
буровых организаций, а также организаций-заказчиков на строительство скважин.

Инструкция носит соподчиненный характер к
основополагающим отраслевым документам и детализирует реализацию заложенных в
них принципиальных требований.

Инструкция может быть использована в
качестве учебного пособия для обучения персонала, занятого в креплении скважин.

Настоящий РД разработан Управлением по бурению ОАО
«Газпром» и ОАО НПО «Бурение».

Редакционная комиссия: А.Н. Гноевых, С.А. Рябоконь,
С.Н. Вязенкин, Ю.Д. Комнатный.

Составители РД: А.Н. Гноевых, С.А.
Рябоконь, С.Н. Вязенкин, Ю.Д. Комнатный, Д.Ф. Новохатский, В.М. Мильштейн, А.К.
Куксов, С.Н. Логвиненко, В.В. Еременко, В.Х-М. Дулаев, М.О. Ашрафьян, В.Ф.
Штоль, Э.В. Бабаян, А.В. Черненко, В.И. Чернухин, Т.В. Шамина, Аникин В.В.

Вводится взамен Инструкции по
креплению нефтяных и газовых скважин. — Москва — Краснодар (ВНИИКРнефть), 1975

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящая Инструкция распространяется на все
предприятия и организации, входящие в систему или выполняющие работы для нужд
ОАО «Газпром» и нефтяной отрасли, деятельность которых связана со
строительством нефтяных, газовых, газоконденсатных скважин и скважин для
подземных хранилищ нефти и газа на суше.

1.2. Инструкция является основополагающим
и руководящим документом для составления регламентов на крепление скважин,
соответствующих разделов заданий на проектирование и рабочих проектов на
строительство скважин, планов работ на крепление и их реализации.

1.3. Выполнение требований настоящей
Инструкции обязательно при разработке новых или закупаемых по импорту
оборудования, технических средств, материалов и технологий организациями
газовой и нефтяной отраслей, а также при испытаниях новых разработок сторонних
организаций.

1.4. Инструкция носит соподчиненный
характер к Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности (РД 08-200-98),
Инструкции по безопасному ведению работ при разработке нефтяных, газовых и
газоконденсатных месторождений с высоким содержанием сероводорода и других
вредных агрессивных веществ (утв. Госгортехнадзором СССР 17.06.1982 г.),
Инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин (разработана
АО ВНИИТнефтью, согласована письмами Госгортехнадзора РФ от 12.03.97 №
10-13/127, РАО «Газпром» от 26.12.96 № 02-4-3/157 и др., введена в действие с
01.07.97 взамен РД 39-7/1-0001-89), Инструкции по подготовке обсадных труб к
спуску в скважину (РД 39-2-132-78, ВНИИТнефть), Инструкции по испытанию
обсадных колонн на герметичность (РД 39-093-91, ВНИИТнефть), к соответствующим
государственным и отраслевым стандартам.

1.5. В Инструкции учтены требования
Макета задания на проектирование и Рабочего проекта на строительство скважины
(утв. Мингазпромом 01.12.1987 г.).

1.6. Оформление документации на
подготовительные работы, планирование и результаты крепления скважин является
обязательным. Буровые предприятия разрабатывают формы документации,
согласованные с Заказчиком и в необходимых случаях с органами Госгортехнадзора
РФ, применительно к району работ на основании типовых форм, прилагаемых к
Инструкции.

1.7. Взаимоотношения между Заказчиком,
Подрядчиком, Проектировщиком и районными органами Госгортехнадзора по вопросам
техники, технологии и безопасности крепления скважин должны осуществляться с
учетом настоящей Инструкции.

2. КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН

Количество и диаметры
обсадных колонн

2.1. Кондуктор и эксплуатационная колонна
в проектной конструкции обязательны независимо от горно-геологических условий
строительства скважины. В зависимости от назначения скважины, конструкции забоя
и условий эксплуатации функции эксплуатационной колонны может частично
выполнять ранее спущенная обсадная колонна (кроме кондуктора).

2.2. Оптимальное
количество обсадных колонн и глубины установки их башмаков определяются по
количеству зон с несовместимыми условиями углубления скважины в соответствии с
Временной методикой составления технических проектов на бурение, крепление и
испытание скважин (утв. Миннефтепромом 30.12.1974 г.).

2.3. Помимо учета совместимости
условий углубления скважины башмак кондуктора (при одноколонной конструкции)
или промежуточной (в том числе потайной) колонны должен устанавливаться на
глубине, при которой исключается возможность разрыва пород как под башмаком
кондуктора (колонны), так и в необсаженном стволе скважины в случае проявлений
при вскрытии газонефтеводонасыщенных горизонтов, полного замещения бурового
раствора в скважине пластовым флюидом (смесью флюидов) и герметизации устья. В
случае необходимости спускается дополнительная промежуточная или потайная
колонна.

Расчет глубины установки башмака
осуществляется в соответствии с РД 39-093-91.

2.4. Башмак последней промежуточной
колонны, перекрывающей породы, склонные к пластическим деформациям, следует
устанавливать ниже их подошвы.

2.5. Выбор диаметров смежных обсадных
колонн следует осуществлять в зависимости от конструкции забоя скважины и
эксплуатационной колонны по нижеследующим условиям:

2.5.1. Минимально допустимая разность
номинальных диаметров муфт обсадных труб и ствола скважины должна выбираться по
табл. 1.

Таблица 1

Диаметр обсадных труб, мм	114 — 127	140 — 146	168 — 245	273 — 299	324 — 426
Разность диаметров муфт и скважины, мм	15	20	25	35	39 — 45

Отклонения от указанных
величин, а также выбор зазоров между стенками скважины и безмуфтовыми обсадными
трубами должны быть обоснованы в Рабочем проекте по согласованию с Заказчиком и
Подрядчиком на строительство скважин.

При этом необходимо учитывать
недопустимость отказа от применения минимально необходимого комплекса
заколонной технологической оснастки обсадных колонн и ухудшения условий
формирования цементного кольца в случае уменьшения заколонных зазоров.

2.5.2. Принимаемый диаметр обсадной
колонны должен отвечать условиям проходимости ее по стволу скважины заданного
профиля. После предварительного расчета колонны на прочность проверяется
условие проходимости в соответствии с прил. 1.

Выбор интервалов цементирования обсадных колонн

2.6. В необсаженном
стволе скважины цементированию подлежат:

— продуктивные горизонты, кроме предусмотренных
к опробованию и эксплуатации открытым стволом или с нецементируемым фильтром;

— продуктивные горизонты, не
предусмотренные к опробованию или эксплуатации, и горизонты с непромышленными
запасами нефти и газа;

— истощенные горизонты;

— проницаемые горизонты, насыщенные
пресной водой, а также всеми типами минерализованных вод;

— горизонты вторичных (техногенных)
залежей нефти и газа;

— интервалы, представленные породами,
склонными к пластическому течению и выпучиванию;

— толща многолетнемерзлых пород;

— горизонты, породы которых или продукты
их насыщения способны вызывать ускоренную коррозию обсадных труб.

В обсаженной предыдущей колонной части
ствола скважины цементированию подлежат те же интервалы, кроме интервалов
залегания истощенных горизонтов и горизонтов с непромышленными залежами нефти и
газа, не подлежащих опробованию или разработке, а также горизонтов, насыщенных
неагрессивными водами.

2.7. Независимо от требований п. 2.6
направления, кондукторы, потайные колонны, нижние и промежуточные ступени при
ступенчатом цементировании, нижние и промежуточные секции секционных колонн
цементируются на всю длину.

2.8. Минимально
необходимая высота подъема тампонажного раствора над флюидосодержащими
горизонтами, а также над кровлей подземных хранилищ газа и нефти, над
устройством ступенчатого цементирования (стыком секций) верхней ступени
(секции) обсадных колонн должна составлять не менее 150 — 300 м для нефтяных и
500 м для газовых скважин.

2.9. Все выбранные по
п.п. 2.6 — 2.8 интервалы цементирования объединяются в один общий.

Не допускается разрыв сплошности
цементного кольца за обсадными колоннами на протяжении всего интервала
цементирования.

2.10. Максимальная длина нецементируемой
верхней части колонны должна приниматься из расчета полной ее разгрузки при
оборудовании устья скважины колонной головкой (прил. 2).

Выбор способа спуска и цементирования обсадных колонн

2.11. Конструкция
скважины должна предусматривать в первую очередь спуск и цементирование
обсадных колонн в один прием.

2.12. Секционный спуск
обсадных колонн допускается в следующих случаях технологической необходимости:

— недостаточная грузоподъемность буровой
установки;

— невозможность обеспечения прочностных
характеристик колонны при использовании серийно выпускаемых типоразмеров
обсадных труб или закупаемых по импорту;

— невозможность спуска обсадной колонны
до проектной глубины по условиям проходимости с учетом накопленного опыта в
данном районе или аналогичных горно-геологических условиях;

— отсутствие серийно выпускаемых
устройств ступенчатого цементирования, в том числе с учетом закупаемых по
импорту.

2.13. Протяженность
интервала подъема тампонажного раствора в один прием принимается с учетом
следующих требований и условий:

2.13.1.
Гидростатическое давление составного столба бурового раствора и жидкости
затворения цемента над кровлей перекрываемых флюидосодержащих горизонтов в
открытом стволе скважины должно превышать пластовые давления.

Примечание.
Допускается компенсация требующейся репрессии на пласты за счет повышения
седиментационной устойчивости и изолирующих свойств тампонажного раствора,
обладающего начальным градиентом фильтрации, при котором исключаются
флюидопроявления на любой стадии ОЗЦ (п. 6.7
прил. 3).

2.13.2. Исключается
возможность гидроразрыва пород или интенсивного поглощения при цементировании
(прил. 4).

2.13.3. Возможность
прокачивания тампонажного раствора через башмак колонны до проектной высоты по
условиям динамической температуры и давления (прил. 3).

2.13.4. Применение не
более двух по составу и рецептуре последовательно закачиваемых тампонажных
растворов.

2.14. При невозможности
выполнения требований п. 2.13
необходимо предусматривать ступенчатое цементирование или спуск обсадной
колонны секциями с учетом требований п. 2.12. В последнем случае верхняя секция колонны, при
необходимости может цементироваться в две ступени.

2.15. Устройства
ступенчатого цементирования и стыки секций обсадных колонн должны
располагаться:

— в обсаженном стволе скважины предыдущей
колонной выше башмака ее не менее, чем на 50 м; то же относится к «голове»
потайной колонны;

— в необсаженной части скважины — в
интервале устойчивых пород с диаметром ствола, близким к номинальному, ниже
верхней границы интервала не менее 30 — 50 м и выше нижней границы не менее 50
— 75 м.

3. ПОДГОТОВКА БУРОВОЙ УСТАНОВКИ, ОБОРУДОВАНИЯ,
ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ

3.1. До подготовки
ствола скважины к спуску обсадной колонны буровая установка, буровое и
вспомогательное оборудование, фундаменты, блочные основания, противовыбросовое
оборудование, технические средства, КИП и средства механизации, используемые
при креплении скважины, должны быть подвергнуты внеочередной проверке с
устранением выявленных нарушений и неисправностей в соответствии с действующими
нормами и правилами и Планом работ на крепление скважины (прил. 5).

3.2. При наличии в открытом стволе скважины
флюидонасыщенных пластов и несоответствии универсального превентора ожидаемым
устьевым давлениям при ГНВП или отсутствии в обвязке противовыбросового
оборудования универсального превентора заменить плашки в нижнем плашечном
превенторе под диаметр обсадных труб, кроме случаев спуска потайных колонн. В
случае комбинированной по наружному
диаметру обсадной колонны плашки превентора должны соответствовать верхней секции
колонны.

Отступления от данного требования
допускаются, если в типоразмере превентора не предусмотрен необходимый диаметр
плашек или завод (фирма) не обеспечивает их изготовление и поставку.

В любом случае на буровой необходимо
иметь специальную аварийную бурильную трубу с установленными на ней шаровым
краном в открытом положении и переводником для присоединения к обсадным трубам.

3.3. В случаях ожидаемого ветра
установить дополнительные средства, при их отсутствии, для центрирования
обсадных труб и талевой системы над устьем скважины.

3.4. Очистить от бурового раствора,
шлама, химических реагентов и промыть водой емкости для накопления необходимого
объема воды и приготовления жидкости затворения, требующиеся дополнительно к
технологической схеме цементирования по прил. 6.

3.5. На буровых насосах, участвующих в
подготовке ствола скважины к креплению и цементировании колонны, цилиндровые
втулки и поршни заменить на необходимый размер в соответствии с Планом работ на
крепление скважины. При соответствии втулок (поршней) требуемым размерам
проверить их работоспособность.

3.6. Проверить соответствие оснастки
талевой системы ожидаемым максимальным нагрузкам при спуске колонны и при
необходимости произвести переоснастку.

3.7. Освободить стеллажи у приемного
моста для приема обсадных труб. При необходимости установить дополнительные
стеллажи или подготовить ровную площадку с дополнительными грузоподъемными
средствами для приема всего комплекта обсадных труб и подачи их при спуске в
соответствии с требованиями разд. 4.

3.8. Спланировать площадку в соответствии
с технологической схемой расстановки цементировочной техники (прил. 6).

3.9. Смонтировать
автоматический ключ с гидравлическим или электроприводом с моментомером для
свинчивания и закрепления резьбовых соединений обсадных труб. Проверить
работоспособность ключа.

На машинных ключах заменить рабочие
плашки под обсадные трубы.

3.10. Проверить
состояние направляющих и опорных поверхностей спайдеров, спайдеров-элеваторов,
элеваторов, встроенных в ротор клиньев; заменить рабочие плашки под диаметр
обсадных труб.

3.11. При подготовке захватных устройств
и ключей по п.п. 3.9 и 3.10 особое внимание обращать
на следующее:

— охват трубы плашками клиньев и ключей
должен быть равномерным по высоте и окружности;

— рабочие плашки должны выступать из
пазов на высоту насечки, одинаковую для всех плашек;

— опорные поверхности не должны иметь
выработок и уступов; опорные плоскости элеваторов должны быть параллельными;

— шарнирные соединения не должны иметь
люфтов выше нормы.

Выявленные недостатки устраняются заменой
деталей, узлов или полностью устройств.

3.12. Установить
дополнительные светильники у стеллажей для труб и площадки для размещения
цементировочной техники.

3.13. Все перечисленные по п.п. 3.1 — 3.12
работы должны быть выполнены в период последнего долбления и перед подготовкой
ствола скважины к спуску обсадной колонны с максимальным перекрытием
технологическими операциями в скважине и готовностью по мере необходимости.

3.14. Готовность буровой установки и др.
проверяется комиссией, назначаемой руководством бурового предприятия, с
привлечением в случае необходимости представителей Заказчика, Госгортехнадзора
и Противофонтанной службы.

Результаты проверки оформляются актом
(прил. 7).

В случае необходимости устранения
недостатков, влекущих за собой задержку спуска обсадной колонны, руководство бурового
предприятия должно принять решение о переносе начала или переподготовке ствола
скважины к креплению.

4. ОБСАДНЫЕ ТРУБЫ

4.1. Входной контроль, хранение, подготовка обсадных
труб для конкретных скважин, транспортировка осуществляются в соответствии с
требованиями РД 39-2-132-78, а также инструкциями по эксплуатации труб,
разработанных или закупаемых по импорту после введения в действие указанного
РД. Основные требования к обсадным трубам и переводникам к ним и порядок работ
изложены ниже.

Централизованный контроль, хранение, подготовка,
транспортировка труб

4.2. Централизованные работы
осуществляются по всем партиям поступающих труб на базах производственного
обслуживания (БПО) и включают в себя следующий объем.

4.2.1. Входной контроль:

— наличие сертификатов и соответствие им
заводской маркировки клеймом и краской на трубах;

— внешний осмотр состояния тела труб,
муфт и резьб;

— установление степени закрепления
(визуально) и соответствия герметизирующего состава при навинчивании муфт
заводом, указанному сертификате;

— инструментальная проверка тела труб,
муфт и. резьб; то же — для переводников.

Примечание. Виды
входного контроля труб, поставляемых по импорту, определяются контрактом на их
закупку, а также местными инструкциями по согласованию между Заказчиком и
Подрядчиком.

Обязательным является визуальный контроль
без снятия защитных устройств с резьб, на которые нанесен фирменный
герметизирующий состав.

4.2.2. Отбракованные в результате
входного контроля трубы должны храниться отдельно.

4.2.3. Подготовка труб для скважины
должна осуществляться в соответствии с заданием (заказом) бурового предприятия.
Сроки выдачи задания (заказа) на подготовку и сроки доставки труб на буровую
(куст) устанавливаются порайонно.

4.2.4. Отобрать необходимое количество
труб по типоразмерам отдельными партиями по секциям колонны.

4.2.5. Испытать трубы внутренним
давлением водой для проверки прочности труб и герметичности соединений
«муфта-труба» (для навинченных муфт).

Величина внутреннего гидравлического
давления испытания для каждой секции труб указывается в «задании» (заказе) и
выбирается из расчета превышения максимального расчетного избыточного
внутреннего давления при испытании обсадной колонны на герметичность на трубы
данной секции на 5 %, но не менее, чем указано в табл. 2.

Трубы (переводники) считаются
выдержавшими испытание, если в течение 30 с под давлением не выявлены течь,
запотевание или разрыв по телу трубы, муфты и резьбе.

Гидравлические испытания труб должны
проводиться, как правило, в стационарных условиях на трубных базах.

Допускаются испытания на специально
оборудованных площадках для сезонной поставки труб на отдельные кусты (группу кустов)
или отдаленные буровые с выездом специалистов БПО.

4.2.6. Трубы, выдержавшие испытания,
измерить стальной рулеткой и пронумеровать светлой краской у ниппеля в порядке
спуска в скважину.

Таблица 2

Диаметр труб, мм	114 — 127	140 — 146	168	178 — 194	219 — 245	273 — 351	377 — 426
Минимальное давление, МПа	13,0	11,0	10,0	8,5	8,0	7,0	6,0

Отдельно подготовить резерв общей длиной из расчета 50
м на 1000 м колонны из труб максимальной (по расчету) прочности для данной колонны;
для двухразмерной (и более) и секционной колонны — отдельно для каждого
диаметра (секции) колонны.

Примечание. Импортные
обсадные трубы гидравлическим испытаниям не подвергаются, если это не оговорено
условиями контракта на их поставку.

4.2.7. На трубы, подготовленные к
отправке на буровую, необходимо составить акт с ведомостью в соответствии с
прил. 8,
который передается руководителю буровой бригады или назначенному им
ответственному за приемку труб лицу.

4.2.8. Погрузочно-разгрузочные работы и
доставка труб на буровую должны выполняться только с применением специальных
грузоподъемных и транспортных средств с выполнением следующих основных
требований:

— предотвращение деформаций и повреждений
труб, муфт и резьб;

— не допускается сбрасывание с высоты
(особенно для труб из высоколегированных сталей) и волочение труб;

— укладка труб на стеллажи и спецплощадки
не более чем в два ряда с деревянными прокладками между рядами и расположением
муфт в сторону устья скважины;

— при укладке рядами нумерация труб
должна начинаться с верхнего ряда.

Подготовка обсадных труб на буровой

4.3. На буровой необходимо выполнить
следующие работы.

4.3.1. Произвести внутреннее
шаблонирование труб после внешнего осмотра протаскиванием жесткого стального
шаблона.

Размеры шаблонов для труб отечественного
производства и импортных должны выбираться по табл. 3.

Таблица 3

____________

^* d —
внутренний номинальный диаметр труб данной толщины стенки.

При отрицательной температуре воздуха
трубы непосредственно перед шаблонированием прогревать паром.

Перед началом шаблонирования и не менее,
чем через 50 труб проверять диаметр калибрующих частей шаблона в 3-х плоскостях
штангенциркулем; шаблон с диаметром в одной из плоскостей менее указанного в
табл. 3
на 0,5 мм отбраковать.

4.3.2. Произвести контрольный замер
каждой трубы и переводника. Составить предварительную ведомость — меру колонны
по форме, указанной в прил. 8, с дополнительной колонкой «нарастающая»
длина.

4.3.3. Снять с резьб предохранительные
средства, удалить защитную смазку, обезжирить резьбы, проверить внешним
осмотром, протереть насухо, навернуть «от руки» кольца (также обезжиренные) на
ниппели труб.

На трубах с нанесенной уплотнительной
(фирменной) смазкой на резьбы ослабить предохранительные кольца и ниппели.

4.3.4. Отбракованные на буровой трубы
заменить из резерва и произвести перенумерацию труб.

Примечание. Для
комплектования обсадных колонн разрешается использовать только обсадные трубы и
переводники к ним, изготовленные специализированными заводами или зарубежными
фирмами в соответствии с действующими ГОСТами, ОСТами, ТУ, стандартами фирм и с
учетом нормированной области применения.

Допускается: частичная обточка муфт труб
для потайных или нижних секций эксплуатационных колонн, а также нарезка
ниппельных концов на трубах и переводниках по согласованным условиям между
Заказчиком, Подрядчиком и органами Госгортехнадзора с учетом категорий скважин
по глубинам, видам продукции, аномальности пластовых давлений и остаточной
прочности труб. Обточка муфт и нарезка резьб должны осуществляться на
специализированных трубонарезных станках
с применением калибров и измерительных инструментов, изготавливаемых
специализированными заводами или фирмами; нарезка резьб «по образцу»
запрещается; сборку резьбовых соединений осуществлять с применением
высокогерметичных уплотнительных составов (прил. 14).

5. ТАМПОНАЖНЫЕ МАТЕРИАЛЫ

Прием, контроль, хранение,
транспортировка

5.1. Тампонажные материалы, наполнители к
ним и химреагенты должны храниться на централизованных или перевалочных базах, кустах
или отдаленных буровых при сезонной поставке с выполнением следующих
требований:

5.1.1. Складские помещения и силосы
должны быть неотапливаемыми с надежной защитой материалов от атмосферных
осадков, подтопления и воздействия воздуха высокой влажности.

5.1.2. Упакованные материалы хранить
штабелями на поддонах, не более 10 мешков и не более двух контейнеров по
высоте.

5.2. Транспортные средства должны иметь
защиту от увлажнения материалов при перевозке.

Рассыпные материалы должны перевозиться
цементовозами. Допускается использовать цементосмесительные машины (СМ) с
загрузкой не более нормы. Бункеры цементовозов (СМ) перед загрузкой тщательно
очищать от остатков ранее перевозимых, материалов; после промывки — высушивать.
При загрузке цементовозов (СМ) материал пропускать через сетку с ячейками не
более 3´3 см.

5.3. Загрузку (дозагрузку) СМ на буровой
необходимо осуществлять за 2 — 24 часа до начала цементирования. В случае
нахождения загруженного в СМ цемента длительное время необходимо осуществлять
его перебункеровку через 1 — 3 сут, для чего устанавливаются местные нормы в
зависимости от климатических условий и опыта применения различных цементов.

5.4. Поступающие на места хранения
тампонажные материалы должны подвергаться входному и периодическому контролю на
предмет соответствия их техническим требованиям соответствующего ГОСТа, ОСТа,
ТУ по основным технологическим показателям: растекаемости, плотности,
водоотделению, загустеванию, срокам схватывания тампонажного раствора,
прочности тампонажного камня. При несоответствии одного или нескольких
показателей тампонажного материала техническим требованиям соответствующего
стандарта или ТУ применение его для цементирования скважин решается по
результатам подбора рецептуры тампонажного раствора для конкретной скважины
непосредственно перед цементированием. Если подобранная рецептура раствора и
свойства тампонажного камня отвечают требованиям, изложенным ниже, цемент
допускается к применению. В противном случае цемент должен быть использован для
других целей.

Выбор тампонажных материалов для конкретных
горно-геолого-технических условий

5.5. В качестве
тампонажных материалов должны применяться портландцементы тампонажные по ГОСТ 1581 или
специальные цементы заводского производства, выпущенные по техническим
условиям, отраслевым стандартам, утвержденным в установленном порядке;
закупаемые по импорту материалы должны соответствовать стандартам
соответствующих фирм.

Допускаются к применению тампонажные композиции сухих
материалов, изготовленные на стандартных смесительных установках по техническим
условиям и технологическим регламентам, разработанным специализированными
институтами или соответствующими подразделениями нефтегазовых компаний (фирм).

Номенклатура тампонажных материалов
заводского производства представлена в прил. 3.

5.6. Допускается также применение
следующих тампонажных композиций без предварительного приготовления сухих
смесей:

5.6.1.
Цементо-бентонитовая смесь путем затворения портландцемента на специально
приготовленном бентонитовом растворе (прил. 6).

Применение в качестве жидкости затворения
рабочего бурового раствора, независимо от его состава и параметров запрещается.

5.6.2. Двухкомпонентная
композиция путем затворения одновременно подаваемых из СМ на гидросмесительное
устройство стандартного тампонажного материала и добавки (прил. 6).

Примечание. По п.п. 5.6.1 и
5.6.2
применение осреднительных емкостей обязательно.

5.7. Тип тампонажного
материала или композиции (ниже — цемента) независимо от способа цементирования
должен отвечать следующим требованиям после продавливания его в затрубное
пространство:

5.7.1. Размещаться в
интервале статических температур горных пород, не выходящих за пределы
нормированной области применения (прил. 3).

Для выполнения этого требования по всему
интервалу цементирования могут быть применены два и более типов цемента.

5.7.2. В интервалах разреза скважины,
представленных породами или продуктами их насыщения, вызывающими коррозию
тампонажного камня или обсадных труб, а также ниже их подошвы и выше кровли на
50 — 100 м должен располагаться цемент, коррозионностойкий к конкретному виду
агрессии (прил. 3).

5.7.3. Против пород ММП
должен размещаться специальный тампонажный цемент для низких положительных и
отрицательных температур (разд. 14, прил. 3).

Примечание.
Требования по п.п. 5.7.1-5.7.3 распространяются как на
случай цементирования открытого ствола скважины, так и обсаженного предыдущей
колонной.

5.8. Дополнительные
требования к п. 5.7.

5.8.1. Продуктивные пласты, содержащие нефть, газ,
газоконденсат и на 75 — 100 м выше и ниже них, нижние 50 — 100 м односекционных
колонн, первой и последующих ступеней, а также секций колонн должны
цементироваться тампонажными цементами нормальной плотности (растворы r = 1820 — 1920 кг/м³) или спеццементами.

Применение облегченных цементов или
цементов с добавками, снижающими прочность тампонажного камня, для этих целей
не допускается.

5.8.2. Водоносные отложения с пластовым
давлением, равным условно гидростатическому, допускается цементировать
облегченным цементом или цементом с облегчающими добавками.

Водоносные пласты с пластовым давлением,
большим гидростатического, цементируются тампонажными цементами нормальной
плотности или спеццементами.

5.9. Прочность
тампонажного камня при изгибе по истечении ОЗЦ тампонажного раствора (разд. 13) должна быть не менее 0,5 МПа для облегченных
растворов (для аэрированных — по базовому цементу) и не менее 1,5 МПа для
тампонажных растворов нормальной плотности и утяжеленных, независимо от состава
раствора и температуры применения.

Данное требование распространяется на
первичное перекрытие любых пород обсадной колонной и не распространяется на
прочность тампонажного камня, формирующегося в межколонном пространстве
скважин, кроме интервалов против пород, склонных к пластическому течению.

5.10. Проницаемость цементного камня
регламентируется для следующих условий:

— при цементировании газовых,
газоконденсатных, нефтяных горизонтов, из которых проектируется получение
продукции, — не более 2 мД;

— при цементировании других
флюидосодержащих пластов — не более 5 мД.

Для остальных условий — не
регламентируется.

5.11. Порядок выбора тампонажных
материалов для конкретных условий цементирования изложен в прил. 3.

6. ТАМПОНАЖНЫЕ РАСТВОРЫ

Общие и специальные
требования

6.1. Плотность тампонажного раствора
должна быть не менее плотности бурового раствора в скважине. Верхний предел
плотности ограничивается гидродинамическими условиями цементирования (прил. 4).

6.2. Растекаемость тампонажного раствора
по конусу АзНИИ должна быть не более 22 см и не менее 16 см.

6.3. Время загустевания тампонажного
раствора, определяемое на консистометрах при воздействии температуры и давления,
имитируемых по процессу цементирования, должно быть на 25% больше расчетного
времени цементирования, но не менее чем на 30 и не более чем на 90 мин.

6.4. Сроки загустевания верхних порций
тампонажного раствора каждого состава после окончания продавливания их в
затрубное пространство должны быть максимально приближены к срокам загустевания
тампонажного раствора в призабойной зоне.

6.5. Водоотделение тампонажного раствора
(при цементировании продуктивных объектов, содержащих нефть, газ,
газоконденсат), косвенно характеризующее его седиментационную устойчивость,
должно быть:

— для вертикальных скважин и наклонных с
углом до 10° — не более 2,5 %;

— для наклонных скважин с углом наклона
от 10 до 45° — не более 1,0 %;

— для наклонных скважин с углом наклона
более 45° и горизонтальных — нулевое.

6.6. Водоотдача тампонажного раствора в
см³ за 30 мин при DР = 0,7 МПа, определяемая по фильтру-прессу ФЛР (или
другому стандартному прибору отечественного или зарубежного производства),
должна быть не более следующих величин:

— для цементирования высокопроницаемых
продуктивных пластов с проницаемостью более 5 мД — 150;

— при применении тампонажных растворов с
повышенными изолирующими свойствами (см. ниже) — 100;

— для цементирования с расхаживанием
колонн, оснащенных скребками, и для производства изоляционных работ под
давлением — 50.

Для других условий цементирования (кроме
ММП, разд. 14)
требования к величине водоотдачи тампонажного раствора не предъявляются.

По решению бурового предприятия или
Заказчика указанные требования по водоотдаче могут быть ужесточены, а также
введены требования для других геолого-технических условий (например, для
слабосцементированных высокопроницаемых пород).

6.7. Специальные
требования к тампонажному раствору-камню.

6.7.1. С целью повышения надежности
изоляции флюидосодержащих пластов на стадии ОЗЦ, опробования, консервации и
эксплуатации скважин тампонажный раствор (камень) должен обладать повышенными
изолирующими свойствами (растворы РПИС).

6.7.2. Применение РПИС требуется:

— для обеспечения выполнения требования
п. 2.13.1
в части максимально возможного использования способа одноступенчатого
цементирования;

— для изоляции газовых и газоконденсатных
пластов независимо от наличия АВПД;

— для изоляции нефтяных и водоносных
пластов с АВПД;

— при наличии близкорасположенных пластов
с большими градиентами перепада давлений.

6.7.3. Количественным показателем
изолирующей способности тампонажного раствора (камня) является начальный
градиент фильтрации — наименьший градиент давления, превышение которого
приводит к фильтрации через систему «стенки скважины — тампонажный раствор
(камень) — стенки колонны».

6.7.4. Повышение изолирующей способности
раствора (камня) обеспечивается:

— повышением удельной поверхности твердой
фазы (применением цемента повышенной тонкости помола или введением
тонкодисперсных наполнителей);

— повышением вязкости и плотности
жидкости затворения;

— уменьшением водоцементного отношения с
соблюдением требований по растекаемости раствора;

— сокращением сроков загустевания и
схватывания.

6.7.5. Подбор рецептур РПИС должен
осуществляться в соответствии с РД 39-0147009-708-87 (НПО «Бурение») с
привлечением территориальных НИПИ или других организаций, осуществляющих
научное обеспечение буровых предприятий.

Для скважин на месторождениях с
однотипными условиями крепления целесообразно разрабатывать типовые рецептуры
РПИС, ограничиваясь общим анализом для конкретных скважин.

Аэрированные тампонажные растворы

6.8. Для скважин, бурящихся в условиях
низких пластовых давлений, когда возможности ступенчатого цементирования
исчерпаны и требуется применение тампонажных растворов низкой плотности,
которая не может быть получена из стандартных цементов или узаконенных
тампонажных композиций, необходимо применять аэрированные тампонажные растворы.

6.9. Аэрированные тампонажные растворы
приготавливаются на базе стандартных бездобавочных или с минеральными добавками
портландцементов нормальной плотности и облегченных (прил. 3).

6.10. Исходные тампонажные растворы, предназначенные
для аэрирования, должны отвечать требованиям п. 5.9.

6.11. Аэрированные тампонажные растворы
должны применяться в сочетании с аэрированными буферными жидкостями (прил. 6 и 9).

6.12. Выбор техники и технологии
цементирования аэрированными системами необходимо осуществлять в соответствии с
прил. 6.

Тампонажные материалы и растворы для цементных мостов

6.13. Для установки цементных мостов
любого назначения следует применять тампонажные материалы, соответствующие
указаниям п.п. 5.5
и 5.6.2.

6.14. При выборе тампонажного материала
для конкретной скважины необходимо руководствоваться требованиями п. 5.7.

6.15. Параметры и свойства тампонажного
раствора (камня) для цементных мостов любого назначения должны отвечать
требованиям к раствору (камню) для первичного цементирования скважин.

6.16. Тампонажный камень цементных
мостов, предназначенных для забуривания вторых стволов, должен отвечать следующим
дополнительным требованиям:

6.16.1. Тампонажный камень на основе
портландцементов должен иметь прочность при изгибе через 24 часа твердения не
менее чем в 1,5 раза большую по сравнению с прочностью камня из стандартного
портландцементного раствора с В/Ц = 0,5.

6.16.2. Тампонажный камень на основе
шлаковых цементов должен иметь прочность при изгибе через 24 часа твердения не
менее чем в 1,3 раза большую по сравнению с прочностью камня из стандартного
шлако-песчаного раствора с В/Ц = 0,43 ¸ 0,45.

Примечания:

Повышенная прочность тампонажного камня обеспечивается за счет снижения
В/Ц для портландцементных растворов до 0,37 ¸
0,42 и для шлаковых растворов до 0,35 ¸
0,4.

Технологические свойства тампонажных растворов с
пониженным В/Ц обеспечиваются введением химических реагентов — регуляторов
сроков загустевания и схватывания, пластификаторов и пеногасителей.

6.17. Применение облегченных тампонажных
материалов и аэрированных тампонажных растворов для цементных мостов не
допускается.

6.18. Примеры типовых расчетов цементных
мостов приведены в прил. 10.

6.19. Результаты выбора рецептур
тампонажных растворов для цементирования скважин и цементных мостов оформляются
в соответствии с прил. 11.

7. БУФЕРНЫЕ ЖИДКОСТИ (системы)

7.1. Применение буферных жидкостей (БЖ)
перед тампонажным раствором при цементировании обсадных колонн независимо от их
назначения, в том числе цементируемых ступенями или секциями, обязательно.

7.2. Буферные жидкости
должны выполнять следующие функции:

— разделение бурового и тампонажного
растворов, несовместимых на их контактах и в смеси;

— смыв неуплотненной части глинистой
корки со стенок скважины, пленки бурового раствора с внутренней и наружной
поверхности труб;

— повышение степени вытеснения бурового
раствора и шлама из ствола скважины, в том числе из каверн, желобных выработок
и нижней стенки ствола наклонных и горизонтальных скважин тампонажным
раствором;

— снижение гидродинамического давления по
стволу скважины в случае применения тампонажного раствора с плотностью,
значительно превышающей плотность бурового раствора.

7.3. БЖ, как правило, должны выполнять
совокупность указанных в п. 7.2 функций. При невозможности их выполнения
рассматривается вариант применения буферной системы из двух типов
последовательно закачиваемых порций БЖ.

7.4. Требования к параметрам и свойствам
буферных жидкостей:

7.4.1. Плотность буферной жидкости
(осредненная плотность буферной системы) регламентируется условиями
предупреждения газоводонефтепроявлений или поглощений при цементировании (прил.
9
и 4).

7.4.2. БЖ (кроме моющих, растворов кислот
и солей) должны обладать структурными свойствами.

7.4.3. БЖ или ее фильтрат не должны
ухудшать коллекторские свойства пород продуктивных пластов.

7.4.4. БЖ должны быть химически
совместимы с буровым и тампонажным растворами, а также горными породами.

Совместимость БЖ предусматривает:

— предотвращение повышения вязкости в
смеси с буровым и тампонажным раствором;

— предотвращение сокращения сроков
загустевания в смеси с тампонажным раствором;

— предотвращение выпадения утяжелителя на
контакте или в смеси с буровым раствором;

— индифферентность к породам
цементируемого интервала скважины: не вызывать их размыв, растворение,
набухание, обваливание, в том числе при оставлении в затрубном пространстве
после цементирования.

7.5. Предпочтение следует отдавать
буферным жидкостям с повышенными моющими свойствами (низковязкие или
неутяжеленные структурированные БЖ).

Минимальное смешивание БЖ с буровыми и
тампонажными растворами, а также максимально возможная степень заполнения
затрубного пространства тампонажным раствором достигаются при условиях:

где r_бж, r_бр, r_тр — соответственно плотность БЖ, бурового и
тампонажного растворов;

h_бж, h_бр, h_тр —
пластическая вязкость БЖ, бурового и тампонажного растворов;

t_0бж,
t_0бр,
t_0тр
— динамическое напряжение сдвига БЖ, бурового и тампонажного растворов.

7.6. БЖ, оставляемая в затрубном
пространстве в интервале залегания ММП и на 50 м ниже, должна быть
незамерзающей при статической температуре ММП.

7.7. Выбор базовых типов, объемов,
параметров и свойств буферных жидкостей (систем) для конкретных условий
цементирования осуществляется в соответствии с прил. 9.

8. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ОСНАСТКА
ОБСАДНЫХ КОЛОНН

Общие требования к
элементам технологической оснастки обсадных колонн

8.1. По терминологическому признаку к
элементам технологической оснастки обсадных колонн относятся все устройства,
включаемые в состав обсадной колонны или монтируемые на ее внутренней или
наружной поверхности являющиеся неотъемлемой частью сформированной крепи скважины
или выполняющие технологические функции для успешного спуска и цементирования
обсадной колонны.

8.2. К использованию допускаются только
элементы технологической оснастки обсадных колонн, выпускаемые серийно или по
отдельным заказам специализированными заводами или предприятиями по технической
документации, утвержденной в установленном порядке.

8.3. В случае закупки по импорту
элементов оснастки при их поставке обязательно наличие сертификатов или
заменяющих их документов. Закупке подлежат изделия, соответствующие действующим
стандартам страны-импортера, а также основным показателям качества,
(назначения, надежности, технологичности, безопасности) применительно к
горно-геолого-техническим условиям использования.

8.4. Элементы оснастки, в том числе их резьбовые
соединения, стыковочные узлы и др., встраиваемые в состав обсадной колонны, не
должны снижать ее герметичность, расчетную прочность на растяжение, сжатие,
изгиб, внутреннее и внешнее давление, а также долговечность с учетом конкретных
горно-геолого-технических условий их работы (температура статическая и
динамическая, наличие или отсутствие агрессивных сред и др.).

8.5. Неизвлекаемые из скважины или
неразбуриваемые элементы оснастки, их отдельные узлы и детали, устанавливаемые
на обсадные колонны в коррозионностойком исполнении, должны быть также
коррозионностойкими.

Допущение. Требования к коррозионной стойкости необязательны для
следующих элементов (узлов) оснастки:

— насадков башмаков всех обсадных колонн;

— башмаков эксплуатационных колонн;

— уплотнительных элементов манжет,
пакеров и др. устройств, предназначенных только для предотвращения поглощений
тампонажного раствора при цементировании.

8.6. Подвесные устройства-разъединители
нижних (промежуточных) секций и потайных колонн должны обеспечивать нахождение
их в растянутом состоянии как в процессе цементирования, так и в период ОЗЦ.
Устройства, предусматривающие подвеску обсадных труб в период ОЗЦ на бурильных
трубах, должны предусматривать возможность промывки скважины через башмак
извлекаемого инструмента и его вращение до отсоединения от обсадных труб.

8.7. Внутриколонные детали и узлы
элементов оснастки, выполняющие технологические функции лишь в период спуска и
цементирования обсадной колонны, насадки направляющих башмаков и другие должны
быть легкоразбуриваемыми неармированным по боковой поверхности разрушающим
инструментом.

8.8. В прил. 12 представлена номенклатура
элементов технологической оснастки обсадных колонн, выпускаемых в РФ серийно
или по разовым заказам потребителей.

Примечания:

— все представленные в прил. 12 элементы оснастки
предназначены для скважин, вскрывающих отложения с неагрессивными средами или
отложения, в продукции которых содержится сероводород и углекислота не более 2
% объемных;

— по каждому типоразмеру оснастки представлена минимально необходимая
техническая характеристика, определяющая область ее применения.

Выбор состава технологической оснастки

8.9. Оборудование низа обсадных колонн.

8.9.1. Низ кондуктора, промежуточной
колонны (ее секций), потайной, а также эксплуатационной колонны оборудуется
направляющим башмаком и обратным клапаном, устанавливаемым, как правило, на
расстоянии 10 — 12 м от башмака (головы перфорированного фильтра) между
обсадными трубами.

8.9.2. Тип обратного клапана должен
предусматривать самозаполнение обсадной колонны в процессе спуска не менее чем
на 90 — 92 %, а также выполнять, как правило, роль кольца «стоп».

8.9.3. Запрещается дублирование обратного
клапана таким же или другого типа клапаном, взаимоисключающее частично или
полностью функциональное назначение каждого из них в процессе спуска колонны,
промывок и по окончании цементирования скважины.

Исключение из данного правила допускается
по решению бурового предприятия для обсадных колонн, цементируемых в две
ступени, а также нижних и промежуточных секций колонн. В таких случаях перед
установкой второго клапана запорный шар нижнего клапана помещается над ним.

8.9.4. Эксплуатационная колонна,
предназначенная для освоения или эксплуатации скважины открытым забоем или
через заранее перфорированный фильтр, также должна оснащаться направляющим
башмаком. Особые требования к конструкции таких башмаков не предъявляются.

Все остальные элементы технологической
оснастки, необходимые для оборудования низа эксплуатационных колонн в
скважинах, предназначенных для освоения и эксплуатации методами: открытого
забоя, с заранее перфорированным или вскрываемым фильтром, методом селективного
отбора продукции и др., в том числе в скважинах с горизонтальным окончанием
ствола, определяются геологической и технологической службами Заказчика по
согласованию с Подрядчиком в зависимости от конкретных геолого-технических
условий крепления, освоения и эксплуатации скважин.

8.10. В скважинах, в которых вскрыты
газовые, газоконденсатные или нефтеводонасыщенные пласты, в которых по условию
п. 2.13.1
требуется ступенчатое цементирование, необходимо использовать устройства
ступенчатого цементирования преимущественно с заколонным пакером или в
сочетании с заколонным пакером.

Исключение. Применение заколонных пакеров не обязательно, если
выполняются требования по п. 6.7. В этих случаях
дополнительно рекомендуется использование заколонных манжет.

8.11. В скважинах, в которых ступенчатое
цементирование вызвано условиями по п.п. 2.13.2, 2.13.3,
2.13.4,
могут быть использованы устройства ступенчатого цементирования любого типа.

8.12. Для нижних секций и потайных
колонн, ниже которых ожидается вскрытие флюидонасыщенных пластов и не
обеспечивается требование п. 2.13.1 в сочетании с п. 6.7, необходимо
использовать устройства с пакеровкой затрубного пространства у «головы» секции
(потайной колонны).

8.13. Для обеспечения полноты вытеснения
бурового раствора тампонажным заколонная оснастка должна включать центраторы,
скребки и турбулизаторы или устройства, сочетающие их функции.

Центрирование обсадных колонн

8.14. Каждая обсадная колонна подлежит
обязательному центрированию на следующих участках:

8.14.1. В интервале
подъема тампонажного раствора, сформированного по п.п. 2.6 — 2.8, в том
числе в обсаженном интервале ранее спущенной колонной, кроме участков,
заполняемых тампонажным раствором с целью недопущения разрыва сплошности
цементного кольца по высоте (п. 2.9).

8.14.2. Независимо от
требований п. 8.14.1:

— на нецементируемом фильтре;

— над башмаком спускаемой потайной,
нижней и промежуточной секции колонны, кондуктора и выше башмака на 8 — 10 м;

— у башмака ранее спущенной колонны
(кондуктора) и выше на расстоянии 30 — 50 м через каждые 8 — 10 м;

— под и над устройством ступенчатого
цементирования и ниже стыка секций по два центратора через 8 — 10 м;

— у «головы» потайной колонны и ниже на
расстоянии 8 — 10 м;

— под и над заколонной манжетой или
пакером по два центратора с расстоянием 8 — 10 м;

— в приустьевой части, в случае подъема
тампонажного раствора до устья скважины, два центратора с расстоянием 8 — 10 м;

— непосредственно над башмаком и на
расстоянии 3 — 5 м от башмака эксплуатационной колонны в горизонтальном участке
ствола.

8.15. Эксцентриситет
центрируемой обсадной колонны в любой точке не должен превышать величину

где Д, d —
соответственно осредненный диаметр ствола скважины и наружный диаметр обсадных
труб в рассматриваемой точке.

8.16. При выборе
типоразмеров центраторов необходимо руководствоваться следующими указаниями:

8.16.1. Для вертикальных участков ствола
скважины и участков с углом наклона до 30 — 35° применять центраторы типа ЦЦ-1
(упругие).

8.16.2. Для наклонных более 35° и
горизонтальных участков ствола — центраторы типа ЦЦ-2,4 (жестко-упругие) или
центраторы-турбулизаторы типа ЦТГ.

8.16.3. Для участков ствола, осложненных
желобными выработками, независимо от угла наклона, как правило, центраторы типа
ЦТГ.

Примечание.
Положениями настоящего пункта необходимо также руководствоваться при
использовании центраторов, не представленных в прил. 12 (например, закупаемых по
импорту).

8.17. Частота расстановки центраторов по
п. 8.14.1
с учетом указаний по п.п. 8.15 и 8.16 рассчитывается в
соответствии с прил. 12.

Компоновка заколонной оснастки обсадных колонн

8.18. В газовых,
газоконденсатных, рапосодержащих, техногенных пластах независимо от наличия
АВПД, в интервалах близкорасположенных пластов с большими перепадами давлений,
в нефтяных пластах с АВПД, а также над кровлей и под подошвой перечисленных
пластов обсадная колонна должна оснащаться центраторами в сочетании с
турбулизаторами и скребками.

8.18.1. Независимо от расчетной частоты расстановки
центраторов по прил. 12 центраторы в флюидонасыщенном пласте
устанавливаются через каждые 4 — 6 м; над каждым центратором и под ним
устанавливается по одному турбулизатору и одному скребку.

8.18.2. Выше кровли и ниже подошвы
изолируемых пластов на расстоянии не менее 15 — 25 м, уточняемом в зависимости
от возможных градиентов перепада давления, центраторы устанавливаются через
каждые 3 — 5 м также в сочетании с турбулизаторами и скребками.

8.19. Обсадная колонна
в интервале залегания пород, склонных к пластическому течению и выпучиванию,
оснащается центраторами с частотой, рассчитанной по прил. 12, в сочетании с турбулизаторами.

Примечание. При
использовании устройств, сочетающих различные функции, применение дублирующих
устройств однофункционального действия не требуется.

8.20. В случаях, не оговоренных п.п. 8.14.2,
8.18
и 8.19,
обсадная колонна должна оснащаться только центраторами с частотой, рассчитанной
по прил. 12.

Подготовка элементов технологической оснастки

8.21. Подготовка элементов
технологической оснастки к использованию должна осуществляться в соответствии с
указаниями (инструкциями) по их эксплуатации. Кроме того, необходимо
руководствоваться следующими дополнительными указаниями:

8.21.1. Проверить комплектность каждого
изделия и при необходимости доукомплектовать в соответствии с паспортом,
сертификатом и др.

8.21.2. Работы по подготовке оснастки, в
составе которой содержатся резинотехнические детали, следует проводить при
положительной температуре окружающей среды.

8.21.3. Проверить соответствие
присоединительных резьб оснастки резьбам оснащаемой обсадной колонны, провести
их расконсервацию путем протирки ветошью, смоченной керосином или другим
растворителем, после чего резьбу протереть насухо.

Применение металлических щеток и других
металлических приспособлений для очистки резьб не допускается.

8.21.4. Цементировочную
головку, разъединитель и устройство для подвески обсадных колонн на цементном
камне опрессовать водой внутренним давлением, превышающим в 1,5 раза ожидаемое
на них давление при цементировании.

8.21.5. Разъединитель перед опрессовкой следует
разобрать и проверить взаимодействие его составных частей без разрушения
срезных шпилек подвесной пробки. Запрещается смазка резьбовых соединений
твердеющими составами.

После опрессовки цементировочной головки
в нее следует зарядить верхнюю разделительную (продавочную) пробку до упора в
стопор головки.

8.21.6. Опрессовать также на
полуторакратное ожидаемое рабочее давление приспособление для расхаживания
обсадных колонн и подводящие напорные линии к цементировочной головке.

8.21.7. Башмак колонный типа БКМ перед
применением рекомендуется замочить в пресной воде на 3 дня для снижения
хрупкости его бетонной насадки. При этом не допускается последующее
замораживание насадки.

8.21.8. Клапаны обратные дроссельные типа
ЦКОДМ следует перевести из транспортного положения в рабочее согласно
указаниям, изложенным в паспорте.

8.21.9. Запорные шары клапанов обратных
дроссельных типа ЦКОДМ, КОДГ и подобных конструкций должны храниться на буровой
отдельно от клапанов до последней промывки скважины перед цементированием.

8.21.10. Клапаны обратные дроссельные
типа ЦКОДМ, КОДГ и другие не допускается опрессовывать вне завода-изготовителя
и применять после опрессовки.

8.21.11. Устройства ступенчатого
цементирования типа МСЦ1, МСЦ2, МЦП, МСЦУ и УКСОЗ допускается опрессовывать
пробным давлением на величину не более давления, ожидаемого в момент «стоп» на
первой ступени. При выявлении течи через циркуляционные окна устройство
подлежит выбраковке.

8.21.12. Перед спуском в проходное
отверстие ротора с пакеров ПГПМ, ПГПМ1 и других необходимо снять защитный
кожух.

8.21.13. Устройства ступенчатого
цементирования категорически запрещается захватывать клиновыми захватами,
ручными, машинными ключами и другими в месте на их корпусе, помеченном
предупреждающей надписью «Ключами не брать».

8.21.14. Запрещается захват канатами,
клиновыми захватами и ключами за защищенной кожухом уплотняющий элемент пакера.

8.21.15. Подвески секций и потайных
колонн типа ЦСП и других дополнительно к п. 8.21.4 следует подготавливать
к работе в соответствии с инструкцией по их эксплуатации.

8.21.16. Скребки корончатые типа СК,
центраторы упругие типа ЦЦ, упруго-жесткие типа ЦЦ-2 и ЦЦ-4, а также жесткие
центраторы-турбулизаторы типа ЦТГ после извлечения из тары, проверки их
комплектности и расконсервации необходимо собрать и проверить на
монтажеспособность на оправке, имитирующей обсадную трубу.

8.21.17. Справочные данные по
технологической оснастке обсадных колонн представлены в прил. 12.

9. ЦЕМЕНТИРОВОЧНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

9.1. В обязательный состав комплекта
цементировочного оборудования для проведения операции цементирования скважин
должны включаться:

— насосные установки;

— смесительные установки;

— осреднительные установки;

— блок манифольдов;

— станция контроля процесса
цементирования.

9.2. В зависимости от технологической
схемы цементирования должны быть дополнительно предусмотрены:

— емкости для накапливания технической
воды, приготовления буферной жидкости и бурового раствора для продавливания
тампонажного раствора с целью исключения дополнительных насосных установок для
этой цели (напр., прил. 6, разд. 3 и 4);

— силосы-накопители для тампонажных
материалов (прил. 6, разд. 2);

— компрессор для приготовления
аэрированных тампонажных растворов (прил. 6).

9.3. Основные сведения по
цементировочному оборудованию представлены в прил. 6.

9.4. Базовым вариантом
организационно-технологической схемы процесса цементирования является схема,
предусматривающая затворение тампонажного раствора стандартными гидровакуумными
смесителями с подачей жидкости затворения насосами высокого давления из
расчета: одна насосная установка на одну-две установки смесительные с
обязательным использованием осреднительной (ых) установки (ок).

9.5. В зависимости от географических и
климатических условий района работ рекомендуется применение цементировочного
оборудования в следующих вариантах:

— мобильное оборудование в обустроенных
районах;

— комплексы стационарного оборудования на
кустовых и труднодоступных буровых;

— оборудование в рамном исполнении для
доставки вертолетами на отдаленные отдельные буровые.

9.6. Выбор типов и числа насосных
установок для одноразовой операции или для комплектования стационарного
комплекса цементировочного оборудования необходимо осуществлять по требующейся
полезной гидравлической мощности (прил. 6) в соответствии с
гидравлической программой цементирования (прил. 4).

9.7. Выбор числа мобильных смесительных
установок необходимо осуществлять из расчета полной загрузки тампонажных
материалов, требующихся на одну операцию по цементированию.

Для стационарных комплексов с
силосами-накопителями предусматривается непрерывная загрузка (дозагрузка)
последних тампонажным материалом из контейнеров в процессе цементирования.

9.8. Перед доставкой цементировочной
техники на буровую необходимо проверить комплектность и работоспособность всего
оборудования, в том числе с учетом конкретных условий цементирования.

9.8.1. Насосные
установки с поршневыми насосами необходимо оборудовать соответствующими цилиндровыми
втулками и поршнями, проверить работоспособность при максимальной подаче с
замером объема прокачиваемой жидкости через мерный бак установки.

9.8.2. В случае ремонта или
замены деталей манифольдной обвязки насосных установок и блока манифольдов, но
не реже одного месяца простоя, произвести их гидравлическое испытание водой в
течение 3 мин на пробное давление, равное максимальному паспортному давлению,
умноженному на коэффициент запаса прочности по табл. 4.

9.8.3. Мерные баки насосных установок, бункеры
смесительных установок и цементовозов, осреднительные установки очистить от
остатков ранее использованных жидкостей, материалов и посторонних предметов.
Перед применением высокотемпературных материалов смесительные установки и
цементовозы дополнительно промыть водой и высушить.

Таблица 4

9.8.4. Цементировочную головку
подвергнуть ревизии в соответствии с инструкцией по эксплуатации и подвергнуть
гидравлическому испытанию на полуторакратное давление, ожидаемое при
цементировании, а в случае замены запорных узлов или ремонта, — в соответствии
с п. 9.8.2.
Отдельно приготовить комплект цементировочных пробок.

9.8.5. Требования по п.п. 9.8.1 —
9.8.4
распространяются также на стационарное цементировочное оборудование.

9.8.6. Цементировочная техника и
материалы для цементирования должны быть доставлены на буровую по заявке
бурового предприятия в срок, устанавливаемый местными нормами.

9.8.7. Гидровакуумные смесители
необходимо оборудовать насадками в соответствии с прил. 6.

10. ПОДГОТОВКА СТВОЛА СКВАЖИНЫ К СПУСКУ ОБСАДНОЙ
КОЛОННЫ

При способе спуска и
цементировании обсадной колонны в один прием (базовый вариант)

10.1. Рабочим проектом
на строительство скважины должны быть предусмотрены профиль и условия
формирования ствола в процессе бурения под спуск обсадной колонны любого
назначения и типоразмера труб (муфтовые и безмуфтовые), обеспечивающие
беспрепятственный спуск колонны до проектной глубины.

10.2. Условие по п. 10.1
предусматривает:

10.2.1. Предупреждение образования
уступов в стволе, снижающих эффективный (просветный) диаметр до минимально
допустимого, в скважинах любого профиля.

10.2.2. Для наклоннонаправленных и
скважин с горизонтальным окончанием ствола интенсивность искривления должна
удовлетворять требованиям:

— проходимости обсадной колонны с учетом
ее жесткости на изгиб;

— прочности колонны при изгибе.

В табл. 5 представлены значения
допустимой интенсивности искривления ствола скважины для муфтовых обсадных
колонн с учетом зазоров между муфтами и стенкой скважины, указанных в табл. 1. Для других случаев необходимо выполнять расчеты
по прил. 1.

10.3. Условия по п. 10.1 реализуются регламентированными геометрическими соотношениями
диаметров породоразрушающего инструмента, активной (наддолотной) части УБТ и
обсадной колонны, а также соотношением их жесткости (прил. 1).

Таблица 5

Условный диаметр обсадной колонны, мм	426	377	351	324	299	273	245	219	194	178	168	146	140	127	114
Допустимая интенсивность искривления, град/10 м	0,8	1,0	1,2	1,3	1,6	2,0	2,3	2,8	3,5	4,0	5,0	7,0	7,5	9,5	11,0

10.4. Запрещается проводить геофизические исследования
и подготовку ствола скважины к креплению при наличии газонефтеводопроявлений
или поглощений бурового раствора до их ликвидации.

10.5. После завершения последнего
долбления необходимо привести параметры бурового раствора в соответствие с ГТН,
а также ввести предусмотренные смазывающие добавки, присадки и др.

Выполнить комплекс геофизических
исследований.

10.6. Работы по
подготовке ствола скважины (шаблонирование ствола) в случае выполнения п. 10.3 включают в себя контрольный спуск КНБК, применявшейся
при последних долблениях.

10.7. При невыполнении п. 10.3 вследствие технологических особенностей углубления
скважины или других причин подготовка ствола должна осуществляться с
применением ужесточенных КНБК за счет включения УБТ необходимых размеров или
калибраторов (центраторов) (прил. 1).

Примечание. В случае
необходимости включения в КНБК более двух дополнительных калибраторов
(центраторов) осуществляется последовательный спуск ужесточаемых КНБК.

10.8. Спуск КНБК по
варианту п. 10.6 необходимо
осуществлять со скоростью, как при последних СПО, не допуская посадок (в стволе
скважины диаметром до 295,3 мм — более 3 — 5 тс, большего диаметра — 5 — 6 тс
по отношению к разгрузке ее за счет трения при движении по стволу).

10.9. Спуск ужесточенной КНБК по варианту
п. 10.7
необходимо осуществлять со скоростью на 20 — 25 % меньшей, чем при СПО.

10.10. В процессе шаблонирования ствола
скважины необходимо прорабатывать его в интервалах затяжек, имевших место при
подъеме инструмента после последнего долбления (шаблонирования), в интервалах
сужений и желобных выработок по данным каверно-профилемера, а также интервалов
посадок КНБК.

Проработку следует производить со
скоростью, ограниченной указанными в п. 10.8 посадками до полной их
ликвидации при спуске КНБК без промывки.

10.11. Спуск КНБК до и
между интервалами проработок необходимо осуществлять с промежуточными
промывками.

10.11.1. Глубины промывок устанавливаются по
накопленному опыту в каждом районе или аналогичных условиях с учетом данных по
углублению конкретной скважины. Как правило, первая промывка при подготовке
скважины к спуску второй промежуточной, потайной и эксплуатационной колонны
производится перед выходом в открытый ствол.

10.11.2. Восстановление циркуляции следует
осуществлять плавно одним буровым насосом. С этой целью, особенно на буровых
установках с электроприводом на переменном токе, необходимо монтировать на
период бурения угловой пусковой дроссель (модификация НПО «Бурение»).

10.11.3. Продолжительность промывок
определяется состоянием бурового раствора. Она должна быть не менее, чем
требуется для выравнивания давления на насосах при производительности, равной
производительности при бурении скважины.

10.12. Промывку в процессе проработок,
промежуточных промывках и на забое необходимо осуществлять с очисткой бурового
раствора.

10.13. По достижении забоя каждой КНБК
скважину необходимо промыть в течение не менее 1,5 циклов циркуляции с обработкой
бурового раствора, приведением его параметров в соответствие с ГТН и тщательной
очисткой.

10.14. Если в процессе подготовки ствола
скважины обнаружены газонефтеводопроявления или поглощения, ствол скважины
должен быть подготовлен повторно после их полной ликвидации.

При наличии затяжек в процессе подъема
КНБК ствол скважины также должен быть подготовлен повторно той же КНБК.

10.15. Организация
работ должна обеспечить максимальное сокращение времени от окончания промывки
скважины до окончания подъема КНБК под спуск обсадной колонны.

10.16. При подготовке ствола скважины к спуску
обсадной колонны с устройством ступенчатого цементирования должны выполняться
все требования, изложенные в п.п. 10.1 — 10.15.

Дополнительные требования не выдвигаются.

При спуске секционных и потайных колонн

10.17. При подъеме инструмента после
последнего долбления бурильные трубы, предназначенные для спуска секции или
потайной колонны, необходимо:

— подвергнуть контрольному замеру;

— испытать внутренним давлением на
полуторакратную величину относительно ожидаемого максимального давления при
цементировании;

— подвергнуть дефектоскопии;

— прошаблонировать пропуском жесткого
шаблона;

— проверить внешним осмотром состояние
резьб и упорных торцов разъемных замковых соединений и внешним осмотром —
неразъемные соединения;

— заменить дефектные трубы на равные им
по прочности.

10.18. Для спуска нижних секций и
потайных колонн ствол скважины подготавливается с выполнением всех требований
по п.п. 10.1
— 10.15.

10.19. После подъема бурильных
труб, на которых спущена нижняя (промежуточная) секция колонны, необходимо:

10.19.1. Произвести контрольный спуск
КНБК в открытый ствол с проработкой по п.п. 10.8 и 10.11 до «головы» секции.

В зависимости от профиля и состояния
ствола скважины от устья до «головы» спущенной секции жесткость КНБК может быть
уменьшена по сравнению с последней компоновкой.

10.19.2. В случае нахождения «головы»
секции в обсаженном стволе скважины необходимо осуществлять контрольный спуск
бурильных труб с КНБК, компонуемой по усмотрению бурового предприятия.

10.20. Разгрузка КНБК на «голову» секции
не допускается, если это не предусмотрено конструкцией устройства для спуска и
стыковки секций с применением специальной контрольной компоновки.

10.21. При нахождении
КНБК непосредственно над секцией необходимо промыть скважину с очисткой и
обработкой всего объема бурового раствора и приведением его параметров в
соответствие с ГТН.

Поднять КНБК для спуска секции колонны.

11. СПУСК ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ

Общие положения

11.1. Спуск обсадной
колонны должен осуществляться в соответствии с Планом работ на крепление
скважины (прил. 5), составленным
на основании рабочего проекта на строительство скважины с учетом фактических
геолого-технических условий.

11.2. Работы по спуску обсадной колонны должны
производиться под руководством ответственного лица бурового предприятия —
начальника буровой (бурового мастера), технолога или главного инженера,
назначаемого в зависимости от сложности работ, с участием представителя
Заказчика.

11.3. Разрешение на спуск обсадной
колонны дает руководитель бурового предприятия или замещающее его лицо на
основании информации ответственного лица о готовности буровой установки, ствола
скважины, обсадных труб, технологической оснастки, материалов и других в
соответствии с Планом работ.

11.4. Необоснованные отклонения от Плана
работ не допускаются.

11.5. В случае осложнений в процессе
спуска обсадной колонны:

11.5.1. Ответственный представитель
должен предпринять первостепенные меры по ликвидации и предупреждению развития
осложнения и согласовать свои дальнейшие действия с руководством бурового
предприятия.

11.5.2. Вынужденное решение об изменении
компоновки, оснастки, глубины спуска и интервала цементирования обсадной
колонны принимается совместно Подрядчиком и Заказчиком и согласуется с
Проектировщиком.

Спуск обсадной колонны в один прием (базовый вариант)

11.6. Спуск колонны должен
осуществляться, как правило, с применением клиновых захватов или спайдеров, в
том числе спайдера-элеватора на крюке талевой системы.

Допускается применение элеваторов в
начале спуска и до достижения массы колонны (с учетом облегчения ее в буровом растворе),
соответствующей коэффициенту запаса прочности на страгивание (растяжение)
верхних резьбовых соединений не менее 1,5 для труб диаметром до 245 мм и не
менее 1,75 для труб большего диаметра.

11.7. Требования к смазке (уплотнительному
составу) для резьбовых соединений.

11.7.1. Уплотнительный состав для всех
резьбовых соединений (кроме по п. 11.7.3) обсадных труб, а также элементов
технологической оснастки обсадной колонны, входящих в ее компоновку, должен
быть одинаковым для всех соединений. Тип уплотнительного состава выбирается по
прил. 14.

11.7.2. Для смазки резьб извлекаемых из
скважины элементов оснастки необходимо использовать неклеевые и
неотверждающиеся (неполимеризующиеся) составы, как правило, состав Р-416.

11.7.3. Герметизирующий
состав с резьб, нанесенный заводом-изготовителем или фирмой-поставщиком и
защищенный исправным предохранителем, не допускается снимать и заменять другим.

11.7.4. Подготовку резьб, приготовление
двухкомпонентных составов на буровой, нанесение состава на резьбы необходимо
осуществлять в соответствии с инструкциями по их применению.

В любом случае до смазки резьба должна
быть очищена неметаллической щеткой или другим приспособлением, обезжирена и
протерта насухо с принятием мер по предотвращению загрязнения и попадания влаги
перед смазкой и свинчиванием.

11.8. Для свинчивания и закрепления
резьбовых соединений необходимо использовать специальные автоматические ключи,
как правило, с гидравлическим приводом, оборудованные моментомером с
показывающим и записывающим устройствами.

Допущение. Допускается закрепление машинными ключами резьбовых
соединений труб кондукторов и промежуточных колонн, после которых не ожидается
вскрытие газовых и газоконденсатных пластов, а также нефтяных пластов с АВПД.

11.9. Степень закрепления резьбовых
соединений необходимо контролировать по заходу ниппеля в муфту трубы и величине
крутящего момента в соответствии с ТУ и инструкциями по эксплуатации каждого
типоразмера труб и резьб, рекомендациями фирм-поставщиков и с учетом влияния
типа герметизирующего состава (прил. 14).

11.9.1. В табл. 6 для примера приведены крутящие
моменты свинчивания резьбовых соединений труб ГОСТ 632-80 и несамоотверждающихся смазок, в табл. 7 — труб
стандарта АНИ (бюллетень 5А2 АНИ), кН·м.

Таблица 6

Условный диаметр труб, мм	Треугольная резьба с закругленным профилем	ОТТМ1	ОТТГ1	ОГ1м
толщина стенки, мм
до 9	9 и более
114	3,00 — 4,00	—	3,30 — 4,70	3,90 — 5,20	3,00
127	3,30 — 5,10	6,00	3,40 — 4,80	4,00 — 5,40	3,50
140	5,00 — 6,00	7,00 — 8,00	3,70 — 6,00	5,80 — 8,00	4,00
146	5,00 — 6,00	7,60 — 9,60	4,30 — 6,10	6,00 — 8,20	4,00
168	6,00 — 7,90	9,10 — 12,80	4,30 — 6,60	6,90 — 10,70	4,50
178	7,10 — 8,40	9,70 — 13,60	4,40 — 7,00	7,00 — 11,00	4,50
194	7,40 — 9,60	11,20 — 15,70	4,90 — 8,40	7,50 — 11,50	5,50
219	11,60	13,50 — 19,20	5,30 — 8,50	9,90 — 16,00	6,50
245	13,10	15,20 — 21,60	5,60 — 10,20	11,40 — 21,90	7,50
273	11,80 — 15,20	17,80 — 25,40	5,80 — 9,40	12,60 — 21,60	8,50
299	16,80	19,60 — 27,90	6,00 — 8,70	—	—
324	—	21,60 — 30,80	7,50 — 9,60	—	—
340 — 377	—	23,40 — 33,40	7,80 — 9,80	—	—
407 — 426	—	30,00 — 43,00	—	—	—
508	—	49,40	—	—	—

Примечания: Условия нормального закрепления
резьб:

— заход ниппеля в муфту для треугольной резьбы должен быть ± 1 нитка нарезки;

— для ОТТМ торец муфты должен совпадать с концом сбега резьбы ниппеля
или расстояние между торцом муфты и концом сбега должно быть не менее 5 мм для
труб диаметром до 194 мм и 6 мм для труб большего диаметра;

— для ОТТГ и ТБО торец муфты должен совпадать с концом сбега резьбы на
ниппеле или не доходить не более 2 мм;

— для ОГ1м упорные торцы ниппеля и муфты должны сходиться;

— моменты свинчивания должны корректироваться для других уплотнительных
составов (прил. 14);

— в контракте (договоре) на поставку труб со
специальными резьбовыми соединениями рекомендуется включать требование
нанесения меток для визуального контроля степени закрепления резьб.

11.9.2. Для других типоразмеров резьбовых
соединений, в том числе при наличии рекомендаций по контролю свинчивания
впервые применяемых в данном предприятии труб, необходимо заблаговременно
производить пробные свинчивания труб с использованием необходимого уплотнительного
состава.

11.9.3. «Усиление» резьбовых соединений
при ненормальном свинчивании труб любой марки стали и любым способом
запрещается.

Таблица 7

Условный диаметр труб, мм	Крутящий момент свинчивания, кН·м
оптимальный	минимальный	максимальный
Резьбы закругленного профиля, шаг 8 ниток на 25,4 мм
114	1,70	1,50	2,20
140	3,70	2,80	5,50
168	4,40	3,30	6,50
178	5,30	3,90	7,90
194	5,30	4,30	7,90
219	5,70	4,80	8,40
245	6,50	4,80	9,70
273	6,80	5,10	10,10
Резьбы Экстрем-лайн
140	3,75	3,00	4,50
168	4,25	3,50	5,00
178	4,20	3,50	5,00
194	6,00	5,00	7,00
219	6,00	5,00	7,00
245	6,50	5,50	7,50
273	6,50	5,50	7,50

Примечания:

— для труб диаметром 114 мм из сталей с низкими механическими свойствами
крутящий момент может быть меньше 1,50 кН·м, из сталей высокопрочных — может
превышать 2,20 кН·м.

— заход ниппеля в муфту трубы с резьбой закругленного
профиля должен быть ± 2 нитки нарезки в диапазоне указанных моментов
закрепления.

11.9.4. При ненормальном свинчивании
трубу следует отсоединить и забраковать.

11.9.5. Для дальнейшего спуска резьбу
муфты трубы, из которой вывернута забракованная труба, необходимо проверить внешним
осмотром и гладким калибром.

В случае необходимости отвинчивания
второй трубы и неудовлетворительного состояния муфты предшествующей трубы
решение о целесообразности дальнейшего спуска колонны принимается совместно
Подрядчиком и Заказчиком в зависимости от массы спущенной колонны, коэффициента
запаса прочности на страгивание (растяжение) резьбовых соединений и назначения
обсадной колонны.

11.10. Перед подачей на мостки буровой
предохранительные кольца на ниппелях труб должны быть ослаблены для легкого
отвинчивания «от руки», а предохранительные ниппели из муфт полностью
вывернуты.

11.11. На муфту затаскиваемой к ротору
трубы должен одеваться легкий безрезьбовый колпак.

11.12. После снятия защитного колпака у
ротора в каждую трубу необходимо ввести шаблон плавающего типа с захватом для
ловителя.

Размеры шаблонов должны выбираться по
табл. 3.

В каждой вахте должно быть назначено
ответственное лицо по шаблонированию труб.

11.13. До подачи на мостки буровой к ротору
длина каждой трубы и встраиваемых в колонну элементов технологической оснастки
должны быть подвергнуты контрольному измерению стальной рулеткой.

В процессе спуска специальным лицом, как
правило представителем геологической службы бурового предприятия, должна
постоянно фиксироваться мера спущенной колонны по форме, приведенной в прил. 18.

11.14. Башмак обсадной колонны должен
навинчиваться «на весу» после затаскивания обсадной трубы и закрепляться на роторе.

11.15. Центраторы, турбулизаторы и
скребки необходимо одевать и закреплять на трубах на мостках буровой перед
затаскиванием труб.

11.16. Спуск обсадной колонны необходимо
осуществлять со скоростью, рассчитанной поинтервально в соответствии с прил. 15.

Движение колонны на длине каждой трубы
должно осуществляться по тахограмме типа «трапеция» с плавным набором скорости
до максимальной и плавной посадкой на ротор.

При большой массе колонны дополнительно к
гидравлическому или другого типа тормозу необходимо использовать рекуперативный
режим работы электродвигателей или обратный ход коробки перемены передач
дизельного привода лебедки.

11.17. При спуске
колонны не допускать посадки по отношению к разгрузке ее за счет трения при
движении по стволу скважины для труб диаметром до 245 — 273 мм более 3 — 5 тс и
для большего диаметра 5 — 6 тс. Величины допустимых посадок могут уточняться в
Плане работ с учетом опыта в данном районе.

При возникновении посадок необходимо:

— восстановить циркуляцию;

— произвести расхаживание колонны с
промывкой.

В случае непроходимости колонны после
остановки циркуляции возобновить последнюю; руководитель работ согласует
дальнейшие действия с руководством бурового предприятия.

11.18. При проектировании скважин с
горизонтальным (псевдогоризонтальным) окончанием ствола большой протяженности
по согласованному решению Подрядчика, Заказчика и Проектировщика может
предусматриваться применение специального оборудования для принудительного
продвижения колонны по стволу скважины.

Для таких случаев выполнение п. 11.17
также обязательно.

11.19. Необходимо вести постоянный
контроль за заполнением колонны и вытеснением бурового раствора из скважины.

11.19.1. Контроль за установившимся
режимом заполнения колонны осуществляется по расчетным величинам нарастания
веса на крюке и объему вытесняемого раствора, измеряемому в изолированной
тарированной приемной емкости буровых насосов.

11.19.2. При уменьшении темпа нарастания
веса колонны и увеличении объема вытесняемого раствора сверх расчетного
необходимо восстановить циркуляцию в скважине, предварительно заполнив колонну
буровым раствором с замером объема.

Если причиной осложнения является
закупорка обратного клапана или башмака колонны, промыть скважину.

11.19.3. При нормальном весе колонны и
уменьшении объема вытесняемого раствора восстановить циркуляцию с целью
установления факта поглощения бурового раствора и при его наличии согласовать
дальнейшие действия с руководством бурового предприятия.

11.20. Особое внимание уделять характеру
вытеснения бурового раствора при вскрытых газовых и газоконденсатных горизонтах
независимо от наличия АВПД, а также водоносных и нефтяных горизонтах с АВПД.

11.20.1. При
обнаружении увеличения объема вытесняемого раствора сверх расчетного (с учетом
разницы вытесненного из скважины и долитого в колонну) не допускать приток
более 25 % установленного допустимого объема (но не больше 1 м³) для
промежуточных положений колонны и более 50 % (но не больше 1,5 м³) в
призабойной зоне. В противном случае спуск колонны следует приостановить.

Примечание. Величина
допустимого притока устанавливается действующими инструкциями по предупреждению
и ликвидации газонефтеводопроявлений (ГНВП) и указывается в Плане работ.

11.20.2. При
обнаружении движения бурового раствора из скважины в процессе навинчивания
очередной трубы или любой остановке дальнейший спуск колонны следует
приостановить независимо от объема притока.

Следует иметь в виду, что после спуска каждой трубы
может иметь место запаздывание выхода раствора из скважины или прекращения
выхода, не являющееся причиной поглощения раствора или поступления флюида в
скважину. Такая закономерность должна устанавливаться при СПО в процессе углубления
скважины.

11.20.3. О возникновении осложнения по
п.п. 11.20.1
и 11.20.2
руководитель работ сообщает руководству бурового предприятия и согласует с ним
дальнейшие действия.

При этом незамедлительно
необходимо:

— подать сигнал «выброс»;

— установить на верхнюю трубу открытый
шаровой кран;

— закрыть шаровой кран и герметизировать
затрубное пространство ПУГом;

— при отсутствии ПУГа и при малом весе обсадной
колонны присоединить к верхней трубе специальную «аварийную» бурильную трубу с открытым шаровым краном и закрыть кран и
верхний плашечный превентор;

— присоединить рабочую трубу, закрыть
ДЗУ, открыть шаровой кран, вести наблюдение за давлением в затрубном и трубном
пространстве и расхаживать колонну.

Дальнейшие работы по ликвидации ГНВП
должны проводиться в соответствии с действующими инструкциями по согласованию с
руководством бурового предприятия и, при необходимости, с противофонтанной
службой.

11.21. В случае перелива бурового
раствора из колонны («сифон») необходимо промыть скважину до стабилизации
давления; при необходимости закачать в колонну порцию бурового раствора
повышенной плотности.

11.22. В процессе спуска колонны
необходимо осуществлять промежуточные промывки, в том числе до выхода в
открытый ствол из промежуточной (потайной) колонны. Глубины промывок
устанавливаются по опыту бурения скважин в данном районе или аналогичных
условиях и корректируются в процессе спуска колонны в зависимости от характера
вытеснения и состояния бурового раствора.

11.23. После окончания допуска колонны до
проектной глубины следует промыть скважину в течение 1,5 — 2-х циклов
циркуляции.

11.24. В процессе любых промывок скважины
необходимо:

— контролировать состояние бурового
раствора с обработкой в случае необходимости и поддержанием параметров в
соответствии с ГТН;

— контролировать характер циркуляции с
целью своевременного обнаружения поглощений или флюидопроявлений;

— контролировать наличие в буровом
растворе пластовой воды, нефти или газа, в том числе с помощью газоанализатора;

— вести тщательную очистку бурового
раствора.

11.25. При промывках скважины,
технологических или вынужденных остановках и после окончания спуска обсадную
колонну необходимо периодически расхаживать.

11.26. После окончания допуска колонны, в
том числе оборудованной устройством для ступенчатого цементирования, до
проектной глубины необходимо сбросить в обсадные трубы запорный шар обратного
клапана (в случае установки двух клапанов — шар верхнего).

Спуск колонны с заранее помещенным шаром
или преждевременное сбрасывание его в трубы запрещается без крайней
необходимости.

При вынужденном спуске (допуске) колонны
без самозаполнения необходимо осуществлять периодический долив колонны с
обеспечением четырехкратного запаса прочности порциями бурового раствора V,
м³, определяемыми из выражения

где d —
внутренний диаметр доливаемых обсадных или бурильных труб, м;

P — меньшая из двух величин — давление смятия обсадных
труб или паспортный допустимый перепад давления на обратный клапан, МПа;

r — плотность бурового раствора, кг/м³;

g — ускорение свободного падения, м/с².

Долив колонны осуществляется через L,
м, спущенных труб

11.27. Разгрузка
обсадной колонны на забой скважины категорически запрещается.

Спуск секций и потайных колонн

11.28. При спуске нижних, промежуточных,
верхних секций и потайных колонн необходимо выполнять все требования по п.п. 11.1 — 11.27.

11.29. После окончания сборки потайной
колонны, нижней и промежуточных секций сбросить в обсадные трубы запорный шар обратного клапана (в случаях установки двух
клапанов — шар верхнего).

11.30. После подъема бурильных труб, на
которых спущена и зацементирована нижняя (промежуточная) секция колонны,
необходимо выполнить работы по п.п. 10.19 — 10.21.

11.31. Подвеску нижних, промежуточных
секций и потайных колонн в стволе скважины, а также стыковку секций необходимо
осуществлять в соответствии с инструкциями по эксплуатации специальных
устройств.

12. ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

Общие положения

12.1. Организация и
проведение процесса цементирования должны осуществляться под общим руководством
ответственного представителя бурового предприятия с участием представителя
Заказчика.

12.2. Операции по цементированию обсадной
колонны должны проводиться под непосредственным руководством ответственного
представителя тампонажного предприятия (цеха) в соответствии с Планом работ на
крепление скважины (прил. 5) и оперативным планом тампонажного
предприятия (цеха), составленным на основании Плана работ.

12.3. Отклонения от Плана работ
допускаются в исключительных случаях по согласованию между Подрядчиком и Заказчиком; если принимаемое решение вступает в
противоречие с Рабочим проектом на строительство скважины — дополнительно с
Проектировщиком.

12.4. Запрещается цементирование скважины
при наличии признаков газонефтеводопроявлений или поглощений бурового раствора
до их ликвидации.

12.5. Подача заявки буровым предприятием
на доставку и доставка материалов и мобильной цементировочной техники на
буровую тампонажным предприятием (цехом), должны осуществляться в сроки, устанавливаемые
местными нормами.

12.6. Подготовительные работы к
цементированию — загрузка тампонажных материалов, накопление технической воды,
приготовление буферной жидкости, расстановка и обвязка цементировочной техники
(кроме обвязки и установки цементировочной головки), станции контроля
цементирования, настройка ее, установка средств оперативной связи и другие
должны быть выполнены до окончания промывки скважины после спуска обсадной колонны.

Приготовление буферной жидкости,
требующее ее длительной выдержки (например, бентонитового раствора, прил. 6),
должно осуществляться силами буровой бригады.

12.7. Гидровакуумные смесители
смесительных установок мобильных (до доставки на буровую) и стационарных должны
быть оборудованы насадками в соответствии с типом применяемых тампонажных
материалов. Насадки с круглыми отверстиями должны быть диаметром 15 — 18 мм для
облегченных цементов, 14 — 16 мм для нормальных и 10 — 13 мм для утяжеленных
цементов и композиций. Щелевые насадки должны иметь размер отверстий,
эквивалентный указанным по гидродинамической характеристике.

12.8. В случае вынужденной задержки
цементирования колонны:

— тампонажный материал в смесительных
установках должен быть подвергнут перебункеровке; сроки перебункеровки после
загрузки устанавливаются местными нормами в зависимости от погодных условий и
способа доставки и загрузки материалов, но не более, чем через 3 суток для
стандартных цементов и 1,5 — 2,5 суток для тампонажных композиций;

— пробы тампонажного материала-раствора
должны быть подвергнуты контрольному анализу по истечении не более 7 суток
после первичного анализа в зависимости от влажности воздуха, температуры
окружающей среды и др. (срок < 7 суток устанавливается местными нормами).

Цементирование обсадной колонны в один прием способом
прямой циркуляции (базовый вариант)

12.9. Непосредственно по окончании
промывки скважины после спуска обсадной колонны необходимо:

12.9.1. Установить цементировочную
головку с крышкой с заглушенным отводом для установки манометра. Закрепить
крышку и головку.

12.9.2. Подвесить обсадную колонну на
талевой системе и периодически расхаживать на высоту 1,5 — 2,0 м в пределах
допустимых нагрузок.

В случае появления признаков посадок
колонну оставить на талевой системе, расположив муфту верхней трубы на высоте
1,0 — 1,5 м над ротором.

12.9.3. Присоединить нагнетательные
трубопроводы к цементировочной головке с закрытыми кранами и испытать
трубопроводы водой с выдержкой 3 мин на величину полуторакратного максимального
давления, ожидаемого в процессе цементирования в соответствии с гидравлической
программой (прил. 4). Возможные течи устранить и произвести
повторное испытание.

Отсоединить трубопровод, подключенный к
крану цементировочной головки над стопорным устройством.

12.10. Закачать в обсадную колонну
буферную жидкость расчетного объема (прил. 9) с помощью одной насосной
установки.

12.11. Установить в цементировочную
головку нижнюю разделительную пробку под боковыми отводами и верхнюю пробку над
стопорным устройством; зафиксировать ее стопорным устройством.

Установить и закрепить крышку головки с манометром.

12.12. Затворение и закачивание в
скважину тампонажного раствора:

12.12.1. Одновременно с закачиванием
буферной жидкости начать затворение тампонажного раствора в соответствии с
технологической схемой цементирования (прил. 6).

12.12.2. Вывод смесительных установок на
режим затворения должен осуществляться с подачей тампонажного раствора в
осреднительную емкость(и) без сброса раствора в отходы.

12.12.3. В процессе затворения, осреднения,
накопления осуществлять постоянное перемешивание раствора с замерами плотности
проб, отбираемых через специальные отводы осреднителя (две точки — на передней
и задней части емкости) с частотой 1 — 3 мин.

Для измерения плотности раствора
необходимо применять такой же прибор, что и при проведении лабораторного
анализа.

12.12.4. Приступать к закачиванию
тампонажного раствора в обсадную колонну следует после накопления не менее 2,5
— 3,0 м³ раствора заданной плотности и вывода смесительной(ых)
установки(ок) на рабочий режим, не допуская остановок процесса независимо от
принятой технологической схемы цементирования.

Колебания плотности тампонажного раствора
относительно заданной не должны выходить за предел ± 20 кг/м³.

Для тампонажных растворов РПИС и в других
ответственных случаях — не более ± 10 кг/м³.

12.12.5. В случае применения двух
последовательно закачиваемых рецептур тампонажного раствора необходимо начинать
затворение второй порции до окончания полного откачивания первой, для чего
использовать самостоятельную или освободившуюся осреднительную емкость с целью
обеспечения перекрытия времени операций по затворению и закачиванию раствора.

12.12.6. Режим закачивания раствора
обеспечивать в соответствии с гидравлической программой цементирования (прил. 4) с
контролем и записью процесса на станции контроля цементирования.

12.13. Продавливание
тампонажного раствора.

12.13.1. Остановка процесса для перехода от
закачивания к продавливанию тампонажного раствора должна быть максимально
кратковременной, в том числе для промывки нагнетательных трубопроводов от
остатков тампонажного раствора.

Прерывание процесса для набора
технической воды, продавочной жидкости и других не допускается.

12.13.2. Незамедлительно после
закачивания тампонажного раствора закрыть нижние краны на цементировочной
головке, присоединить нагнетательный трубопровод к крану цементировочной
головки над стопорным устройством, открыть кран, освободить от стопорного устройства
разделительную пробку, плавно продавить ее в колонну продавочной жидкостью,
продолжить и выйти на режим продавливания тампонажного раствора, промыв и
присоединив к головке нижние трубопроводы.

12.13.3. В процессе продавливания
необходимо:

12.13.3.1. Поддерживать режим процесса в
соответствии с гидравлической программой (прил. 4).

12.13.3.2. Контроль и управление
процессом вести по показаниям станции контроля и параллельно по давлению на БМ
и насосных установках, а также измеряемым объемам закачанной жидкости по мерным
бакам насосных установок.

12.13.3.3. Контролировать объем
вытесняемого раствора из скважины по расходомеру на выходе из устья и
замеряемому объему в мерных емкостях буровых насосов.

12.13.3.4. Контролировать газосодержание
в вытесняемом из скважины растворе, наличие пластовой воды (разжижение
раствора) или признаков других пластовых флюидов.

12.13.3.5. При росте давления нагнетания
сверх расчетного, появлении признаков поглощения или флюидопроявления
ответственный представитель бурового предприятия должен принять
безотлагательные меры по предотвращению их дальнейшего развития в соответствии
с действующими инструкциями, продолжению процесса цементирования и согласовать
дальнейшие действия с руководством бурового предприятия.

12.13.3.6. Последние 1,0 — 1,5 м³
продавочной жидкости для обсадных колонн диаметром £ 245 мм закачивать одной насосной установкой с
производительностью 3 — 4 дм³/с и 1,5 — 2,5 м³ для
обсадных колонн большего диаметра с производительностью 5 — 6 дм³/с.

12.13.3.7. Определить давление «стоп»,
превышающее рабочее в конце процесса на 1,5 — 2,5 МПа в зависимости от диаметра
и глубины спуска колонны.

При определении давления «стоп» и
неполучении его допускается по решению ответственного представителя бурового
предприятия закачивание 2 — 3 % продавочной жидкости сверх расчетного объема,
но для эксплуатационных колонн не более объема от кольца «стоп» до точки на 3 —
4 м выше башмака.

12.13.3.8. После определения давления
«стоп» снизить давление в цементировочной головке до атмосферного, убедиться в
герметичности обратного клапана и оставить обсадную колонну в подвешенном
состоянии на талевой системе под нагрузкой на крюке, сформировавшейся к началу
определения давления «стоп».

Двухступенчатое цементирование обсадной колонны

12.14. Цементирование нижней ступени
обсадной колонны необходимо осуществлять с выполнением всех требований п.п. 12.1 — 12.13.

Дополнение: в случаях несовместимости продавочной жидкости и
тампонажного раствора верхней порции нижней ступени необходимо в счет
продавочной жидкости закачивать разделительную БЖ, располагаемую над МСЦ.

12.15. При герметичном(ых) обратном(ых)
клапане(ах) на обсадной колонне вскрыть циркуляционные отверстия в устройстве
ступенчатого цементирования, восстановить плавно циркуляцию, промыть скважину в
течение не менее 1,5 циклов циркуляции с обработкой и очисткой бурового
раствора и доведением его параметров до требуемых ГТН.

12.16. В процессе промывки скважины
выполнить все подготовительные работы к цементированию второй ступени.

12.17. При негерметичном(ых) обратном(ых)
клапане(ах) вскрытие циркуляционных отверстий осуществляется после 2 —
3-кратной попытки герметизации; в крайнем случае — по истечении срока
загустевания тампонажного раствора в условиях призабойной зоны.

Решения в подобных нештатных ситуациях,
вплоть до подъема колонны, принимаются ответственным лицом по согласованию с
руководством бурового предприятия.

12.18. Выполнить все работы по
цементированию колонны в соответствии с п.п. 12.1 — 12.13 и с учетом особенностей
работы устройства ступенчатого цементирования в соответствии с инструкцией по
его эксплуатации.

Цементирование потайных и секционных обсадных колонн

12.19. Для цементирования потайных и
секционных колонн обязательно выполнение всех требований по п.п. 12.1 — 12.13.

Дополнение: в случаях несовместимости продавочной жидкости и
тампонажного раствора необходимо в счет продавочной жидкости закачивать
разделительную БЖ, располагаемую над «головой» секции (потайной колонны).

12.20. Применение верхних разделительных
пробок для потайных и всех секций колонн обязательно.

Верхние секции должны цементироваться,
как правило, с нижней разделительной пробкой.

12.21. В период ОЗЦ за потайной, нижней и
промежуточной секциями колонн необходимо осуществлять промывку скважины с
обработкой и очисткой бурового раствора и с периодической циркуляцией до
окончания ОЗЦ. Периодически вращать бурильные трубы.

Промывка скважины осуществляется через
промывочные отверстия спецустройства при подвешенной обсадной колонне или через
башмак бурильных, труб после их отсоединения от обсадных в зависимости от
конструкции спецустройства.

12.22. До цементирования промежуточной и
верхней секции колонны необходимо произвести подготовку ствола скважины в
соответствии с п. 10.22.

Специальные способы спуска и цементирования обсадных
колонн

12.23. При цементировании обсадных колонн
другими способами (манжетное цементирование, цементирование с пакерами различных
конструкций, цементирование с расхаживанием обсадных колонн, цементирование
способом обратной циркуляции и др.) необходимо выполнять все принципиальные
требования к проведению процесса по п.п. 12.1 — 12.13 с учетом инструкций по
эксплуатации применяемых специальных устройств.

12.24. Выбор специальных способов
цементирования и область их применения осуществляют совместно Заказчик,
Подрядчик и Проектировщик.

13. ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ
ПОСЛЕ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

Период ОЗЦ

13.1. После получения давления «стоп» и
снижения давления на цементировочной головке до атмосферного кран на одном из
отводов ее должен оставаться открытым.

13.2. В случае негерметичности обратного
клапана необходимо произвести одну-двухкратную попытку восстановления его
герметичности закачиванием и возвратом излившейся жидкости. Если герметичность
обратного клапана восстановить не удалось, закачать излившуюся жидкость в колонну,
довести давление на цементировочной головке до величины, превышающей давление
перед определением «стоп» на 0,5 — 0,7 МПа, оставить скважину на ОЗЦ при
закрытой цементировочной головке.

Повторить попытку снятия давления на
цементировочной головке по истечении времени загустевания тампонажного раствора
у башмака колонны в соответствии с анализом.

13.3. При открытой цементировочной
головке фиксировать объем возможного излива жидкости вследствие температурных
процессов в скважине. В случае интенсификации излива закрыть кран на
цементировочной головке.

13.4. При закрытой цементировочной
головке контролировать и фиксировать давление в ней. В случае роста давления
допускать увеличение его на 0,5 — 1,0 МПа с последующим снижением до исходного
и замером объема излившейся жидкости.

После стабилизации давление снизить до
атмосферного, убедившись в отсутствии непрекращающегося перелива жидкости из
колонны.

13.5. Обсадная колонна или бурильные
трубы, на которых подвешена колонна, должны находиться в подвешенном состоянии
на талевой системе.

При возрастании нагрузки на крюке на 3 —
5 тс снижать нагрузку до исходного положения.

13.6. Независимо от выполнения требования
п. 2.13.1
в скважинах, в которых вскрыты газовые или газоконденсатные пласты независимо
от наличия АВПД, а также водоносные или нефтяные пласты с АВПД, на период ОЗЦ
устье скважины необходимо герметизировать превентором.

13.6.1. Герметизация
устья осуществляется:

— на обсадной колонне, выходящей на
устье, непосредственно по окончании цементирования;

— на бурильных трубах после окончания
цементирования потайной или нижней секции колонны и промывки скважины для
вымыва из зоны башмака бурильных труб пачки бурового раствора и возможной смеси
бурового раствора с цементным; закрытие превентора на бурильных трубах не
является препятствием для их периодического вращения и расхаживания;

— на обсадных трубах после цементирования
нижней ступени при ступенчатом цементировании, после промывки скважины для
вымыва пачки бурового раствора из зоны циркуляционных отверстий и возможной
смеси бурового раствора с цементным.

Примечание. Решение о
герметизации устья скважины и дальнейших операциях после цементирования
потайной или нижней секции колонны или нижней ступени принимается буровым
предприятием (ответственным представителем) в зависимости от конкретной
геолого-технической ситуации в скважине (положение «головы» обсадных труб или
устройства ступенчатого цементирования, соотношение высоты столбов бурового и
тампонажного растворов и др.) и в соответствии с п. 13.6.2.

13.6.2. Начиная с
расчетного момента, приступить к созданию избыточного давления в затрубном
пространстве на устье.

Расчет момента начала и проведение операций по
созданию избыточного давления необходимо осуществлять в соответствии с РД
39-0147009-708-87 «Технология цементирования скважин, обеспечивающая
герметичность цементного кольца в заколонном пространстве» с учетом
промыслового опыта в конкретных геолого-технических условиях.

Примечание. Если
продолжительность промывки скважины по п. 13.6.1 превышает расчетное
время, после истечения которого требуется создавать избыточное давление,
промывку следует продолжать с созданием противодавления на дросселирующем
устройстве.

13.7. При создании избыточного давления
на устье скважины необходимо:

13.7.1. Использовать насосную установку
(цементировочный агрегат), оснащенную манометром высокого давления с ценой
деления не более 0,5 МПа.

13.7.2. Давление поднимать ступенями
величиной не более 0,5 МПа.

13.7.3. В случае отсутствия роста или
падения давления на очередной ступени закачивание жидкости приостановить и
продолжить по истечении 20 — 25 мин до достижения максимального расчетного.

13.7.4. Фиксировать объем закачиваемой
жидкости; не допускать значительного оголения приустьевой зоны за обсадной
колонной, зацементированной до устья.

13.7.5. По достижении максимального
расчетного давления закрыть задвижку на отводе превентора (ов) и оставить
скважину на ОЗЦ.

13.8. Продолжительность ОЗЦ должна
выбираться с учетом следующих требований:

13.8.1. До снятия
цементировочной головки и разгерметизации затрубного пространства — не менее
полуторакратного срока конца схватывания тампонажного раствора в призабойной и
головной части столба раствора в соответствии с заданной рецептурой (прил. 11).

13.8.2. До разгрузки обсадной
колонны для оборудования устья скважины колонной головкой или отсоединения
бурильных труб от потайной (секции)
колонны, подвешиваемой на цементном камне, — не менее двойного срока конца
схватывания тампонажного раствора по всей высоте столба в соответствии с
заданной рецептурой и в любом случае не менее продолжительности набора величины
прочности тампонажного камня по п. 5.9.

13.8.3. До начала проведения
геофизических исследований продолжительность ОЗЦ принимается в соответствии с
инструкциями по применению различных методов с учетом п.п. 13.8.1
и 13.8.2.

Оборудование устья скважины колонной головкой и
противовыбросовым оборудованием

13.9. Оборудование устья скважины должно
осуществляться по утвержденным схемам для каждого района, разработанным в
установленном порядке на основании РД 08-200-98
«Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», а также
соответствующих отраслевых инструкций.

13.10. Конструкция, устья скважины и
колонных головок при этом должна обеспечивать:

— жесткую и герметичную обвязку всех
обсадных колонн, выходящих на устье скважины;

— подвеску с расчетной натяжкой
промежуточных и эксплуатационных колонн, обеспечивающую компенсацию температурных деформаций на всех стадиях работы
скважины (колонны);

— возможность контроля флюидопроявлений
за обсадными колоннами;

— возможность управления скважиной при
ликвидации газонефтеводопроявлений и аварийном глушении в процессе бурения и
крепления, в том числе подвеску колонны бурильных труб и составной колонны
бурильных и обсадных труб;

— подвеску кондуктора на опорной плите
(тумбе) для тяжелых конструкций скважин или в других сложных
горно-геолого-технических условиях (технология и схемы установки опорной плиты
приведены в прил. 13).

13.11. Если конструкция колонной головки
предусматривает при ее монтаже разгрузку обсадной колонны на цементное кольцо,
расчет колонны на прочность следует производить в соответствии с прил. 2.

Испытание на герметичность оборудования устья скважины
и обсадных колонн

13.12. Порядок работ и требования по
испытанию на герметичность должны соответствовать РД 39-093-91 «Инструкция по
испытанию обсадных колонн на герметичность».

Допускается совмещать испытание обсадной
колонны с давлением «стоп» или испытание обсадной колонны с испытанием верхней
ее части газом по специальной технологии в конкретных геолого-технических
условиях, согласованной с органами Госгортехнадзора.

Оценка качества крепления скважин геофизическими
методами

13.13. Комплекс геофизических
исследований должен обеспечить оценку следующих данных:

— высот подъема тампонажного камня за
обсадной колонной;

— степени и характера заполнения
затрубного пространства тампонажным камнем;

— наличия или отсутствия контактных
связей цементного камня с обсадной колонной и горными породами;

— наличия или отсутствия каналов, газа
или жидкости и заколонных перетоков в затрубном пространстве;

— наличия и места установки заколонной
технологической оснастки;

— эксцентриситета обсадной колонны в
стволе скважины;

— фактических толщин стенок изношенной
обсадной колонны;

— фактических внутренних диаметров
обсадной колонны при наличии соответствующей аппаратуры.

13.14. Работы по геофизическим
исследованиям необходимо проводить на основании соответствующих действующих
инструкций и с учетом положений, изложенных в прил. 16.

14. ОСОБЕННОСТИ КРЕПЛЕНИЯ
СКВАЖИН В ЗОНАХ РАСПРОСТРАНЕНИЯ МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ПОРОД

Особенности
геолого-технических условий в интервале многолетнемерзлых пород (ММП)

14.1. Мерзлая зона, или криолитозона, —
часть осадочного чехла, в которой вода полностью или частично находится в
твердом состоянии; температура и содержание льда не зависит от атмосферных
колебаний.

Кровля мерзлой толщи имеет минимальную
глубину, когда совпадает с нижней границей сезонного протаивания.

Подошва мерзлой толщи определяется
глубиной нулевой изотермы, являющейся постоянной в данный исторический период и
достигающей нескольких сот метров в зависимости от района работ, а также от
положения на структуре.

14.2. Нейтральный слой — глубина
залегания пород, температура которых не подвержена сезонным колебаниям.

Часть разреза горных пород от
нейтрального слоя до дневной поверхности — слой годовых теплооборотов или слой
сезонных колебаний.

14.3. Мерзлая толща представлена в
основном песчаными и глинистыми породами, характерными образованиями в которой
являются:

14.3.1. Породы с водой насыщения в
твердом состоянии.

14.3.2. Талики — водонасыщенные
проницаемые пласты с положительной температурой.

14.3.3. Пласты чистого льда.

14.3.4. Криопеги — насыщенные водой
пласты или линзы с высокой минерализацией, снижающей температуру замерзания.

Криопеги в виде линз могут быть включены
в пласты чистого льда. Давление воды в криопегах может быть выше
гидростатического, при их вскрытии возможны водопроявления и фонтанирование.

14.3.5. Морозные породы — породы с
отрицательной температурой, не содержащие льда.

В морозном состоянии находятся, как
правило, консолидированные глинистые породы.

В морозных глинах большая часть воды не
замерзает вследствие адсорбированного состояния и повышенной минерализации.

14.3.6. Газогидратная залежь — пласты, в
которых пустоты кристаллической решетки льда заполнены молекулами
углеводородных газов.

Гидраты в ММП формируются при промерзании
воды, содержащей растворенные соли и газ, насыщенный водяными парами.

14.3.7. Газовые пропластки с замерзшей
поровой водой; при снижении давления или тепловом воздействии в процессе
углубления скважины опасны с точки зрения возникновения интенсивных
газопроявлений и выбросов.

14.3.8. Эпикриогенные породы — породы,
замерзшие после своего формирования.

В эпикриогенных породах высокольдистые и
полностью льдистые слои возможны только в верхней части, где они перекрываются
синкриогенными породами. Льдистость с глубиной уменьшается.

Как правило, эпикриогенные породы
занимают большую часть мощности ММП.

14.3.9. Синкриогенные породы — породы,
сформировавшиеся при среднегодовой отрицательной температуре. Для них
характерны высокая льдистость, наличие повторно-жильных и пластовых льдов,
изменчивость криогенного строения как в плане, так и в разрезе.

14.3.10. Льдистые синкриогенные и
эпикриогенные породы, которые уменьшаются в объеме при протаивании льда,
называются избыточно-льдистыми. Содержание льда в них превышает объем пор в
талом состоянии породы.

14.4. Изменения мерзлой толщи в
необсаженной приствольной части скважины при бурении характеризуются следующими
особенностями.

14.4.1. Консолидированные глины
эпикриогенной толщи при бурении размываются незначительно, ствол скважины
сохраняется близким к номинальному.

14.4.2. Пески эпикриогенной части
разреза, сцементированные льдом, и избыточно-льдистые породы в синкриогенной
части мерзлой толщи при бурении с промывочной жидкостью, имеющей положительную
температуру, размываются, образуя каверны. При этом таяние порового льда
происходит с образованием переходной зоны, в которой сосуществуют лед и вода.

Эрозия (размыв) переходной зоны уменьшает
ее толщину, увеличивая интенсивность растепления и кавернообразования.

14.4.3. Каверны в стволе скважины могут
быть сплошными или отделяться от дневной поверхности кровлей в виде суженной
горловины; горловина может занимать скрытое по глубине положение.

Слой дневной поверхности или горловина
под дополнительным действием атмосферного и возмущающего тепла могут терять
устойчивость, сползать в нижние интервалы каверны, образуя воронку вплоть до
разрушения основания, наклона или падения вышки.

14.5. Характерными изменениями в мерзлой
толще при работе скважины являются следующие.

14.5.1. В консолидированных глинах в зоне
нулевой изотермы происходит только повышение температуры.

14.5.2. На контакте с консолидированным
глинистым слоем происходит ускоренное протаивание льдистых пластов.

14.5.3. Протаивание мерзлой толщи, в
частности линз льда, происходит как в радиальном направлении, так и с подошвы
за счет перетока в вертикальном направлении выделяемого скважиной тепла на
участке, находящемся в морозных глинах и талых породах.

Темп протаивания льда с подошвы
усиливается по мере увеличения срока работы скважины и при кустовом
расположении скважин.

14.5.4. В породах с избыточной
льдистостью при протаивании образуется полость, которая может достигать дневной
поверхности. Внизу полость заполняется осадком, сверху — водой. Высота осадка
зависит от льдистости пород. Кровля полости и дневная поверхность вокруг нее
могут обваливаться, часто с образованием (расширением) воронки, если не
проводить необходимых мероприятий.

14.6. В период временной остановки или
консервации скважины идет обратное промерзание, но уже модифицированных против
естественного состояния ММП, а также возврат нулевой изотермы.

В заколонном пространстве против
глинистых пластов, а также в межколонных пространствах и эксплуатационной
колонне, если они заполнены водой, образуются ледяные пробки.

Замерзание водосодержащей среды в
замкнутом пространстве приводит к росту давления на его ограничивающие поверхности.
Максимальное давление в заколонном пространстве может достигать давления
гидроразрыва пород, в межколонном и колонном — соответствующее минимальной
температуре мерзлых пород. При этом давление передается также по дефектам
(каналам) в цементном кольце, вследствие чего место смятия колонн не всегда
соответствует интервалу с наименьшей отрицательной температурой пород.

14.7. В условиях наличия газовмещающего
пласта (газогидратной залежи) характерной закономерностью распределения
градиентов пластовых давлений является следующая: давление в криопеге не может
превышать давление поглощения (разрыва) вмещающих пород; давление в интервале
газогидратной залежи падает от подошвы криопега к подошве газовмещающего пласта
(чаще до град. = 1,0).

Особенности геолого-технических условий строительства
скважин, вскрывающих горизонты ниже ММП и сеноманских отложений

14.8. Помимо «традиционных» сложностей
строительства глубоких скважин, на месторождениях с наличием ММП проблема
усложняется за счет следующих условий:

14.8.1. Большого перепада между
естественной температурой мерзлых пород и забойной температурой на проектной
глубине.

14.8.2. Сочетания аномально-высоких
пластовых давлений и относительно низких градиентов давления гидроразрыва
продуктивных горизонтов.

14.8.3. Наличия близкорасположенных по
глубине многопластовых залежей с несовместимыми условиями их вскрытия и
крепления в один прием по пластовым давлениям.

14.8.4. Усугубления проблемы сочетания
требований качественного крепления ММП для обеспечения долговечности крепи с
требованиями качественного крепления нижележащих отложений.

Требования к условиям вскрытия ММП

14.9. Исходная горно-геологическая
информация по строительству скважин в районе работ или в аналогичных условиях
должна, как правило, дополняться и уточняться для отдельных кустовых площадок.

С этой целью исследования ММП необходимо
проводить в специальных параметрических скважинах, закладываемых по границе
кустовой площадки.

14.10. При проектировании
наклоннонаправленных скважин необходимо предусматривать вскрытие ММП
вертикальным стволом.

14.11. Запрещается использовать воду в
качестве промывочной жидкости.

14.12. Бурение под шахтовое (первое)
направление ведется шнеком «сухим» способом с использованием передвижной
установки (например, КАТО).

14.13. Особое внимание следует уделять
предотвращению интенсивности растепления и кавернообразования в высокольдистых
породах эпикриогенных и синкриогенных отложений.

14.13.1. Уменьшать радиальную скорость
утончения и перемещения нулевой изотермы (переходной зоны «лед-вода») за счет
уменьшения теплового воздействия на стенки скважины путем их упрочнения
(например, с помощью гидродинамического кольмататора) и ограничения скорости
восходящего потока промывочной жидкости:

14.13.2. Температура закачиваемого в скважину
бурового раствора должна быть в пределах +8 ¸ 10 °С.

14.13.3. Буровой раствор должен обладать
псевдопластичными свойствами, проявляющимися в сдвиговом разжижении,
обеспечивающими образование защитного неподвижного пристенного слоя в процессе
бурения и промывки ствола. Наиболее отвечают этим свойствам полимерглинистые
растворы.

14.13.4. Продолжительность нахождения
ствола скважины в открытом состоянии (от момента начала вскрытия до крепления
удлиненным направлением) должна быть минимальной, не превышать 10 — 15 ч.

14.14. С целью предупреждения интенсивных
водогазопроявлений и выбросов при вскрытии криопегов и газогидратных залежей
необходимо:

14.14.1. Применять утяжеленный буровой
раствор соответствующей плотности с использованием оставшегося раствора после
бурения вышележащего интервала с последующей обработкой (бентонит, барит, ГКЖ,
КМЦ, нитролигнин, НТФ, ФХЛС, графит, КССБ и др.).

14.14.2. Обеспечивать максимальную
скорость углубления в сочетании с искусственным упрочнением стенок скважины и
ограничением температуры бурового раствора.

14.15. Очистку бурового раствора
осуществлять с применением 2 — 3-ступенчатой системы в зависимости от
конкретных геолого-технических условий.

Особенности конструкции скважин и цементирования
обсадных колонн

14.16. Проектирование конструкций и
технико-технологических решений по креплению скважин необходимо осуществлять с
выполнением основных требований, предъявляемых к нефтяным и газовым скважинам,
изложенных в разд. 1 — 13 настоящей Инструкции, а также следующих
специальных требований.

14.17. Для районов работ, где объемная
льдистость четвертичных отложений не превышает 40 %, допускается конструкция
скважин без применения дополнительных средств пассивной или активной
теплоизоляции крепи.

В случае образования приустьевой воронки
после выпадения в осадок растепленных пород воронка засыпается минеральным
грунтом.

14.18. Для условий присутствия отложений
с льдистостью более 40% объемных конструкция скважин должна выбираться с учетом
необходимости дополнительной активной или пассивной (или в сочетании)
теплоизоляции.

14.19. Существующие методы и средства
активной теплоизоляции в настоящее время не имеют достаточно технологичных и
экономичных решений.

Допускается и необходимо при
проектировании конструкций предусматривать пассивную, как основной вариант,
теплоизоляцию ММП с учетом специальных технико-технологических решений при
бурении и креплении скважин.

14.19.1. Конструкция скважины должна
предусматривать возможность использования теплоизолированных лифтовых труб
конструкции ВНИИГаза или закупаемых по импорту.

Теплоизолированные трубы должны
располагаться как минимум против мерзлых пород, где пластовая вода находится в
твердом (лед) состоянии, как правило, до башмака зоны газогидратных отложений.

14.19.2. Шахтовое направление (глубиной
до 20 м) в конструкции скважин обязательно. Установка шахтового направления
входит в состав подготовительных работ до затаскивания буровой установки на
точку.

Цементирование шахтового направления
необходимо осуществлять тампонажным раствором нормальной плотности (r = 1850 — 1830 кг/м³) на базе портландцемента ПЦТ-50,
затворенного на растворе хлористого кальция 6 — 8 %- ной концентрации.

14.19.3. Трубное направление должно
перекрывать интервал залегания высокольдистых пород с установкой башмака в
консолидированных устойчивых глинах эпикриогенной части разреза с заглублением
не менее, чем на 5 м. Как правило, это соответствует глубине до 50 — 80 м.

Цементирование трубного направления
необходимо осуществлять таким же тампонажным раствором, как и шахтовое
направление.

14.19.4. Кондуктор должен перекрывать всю
толщу ММП с заходом башмака не менее, чем на 50 м в устойчивые глины подстилающих
отложений.

Цементирование кондуктора осуществлять в
один прием двумя порциями тампонажного раствора на базе портландцемента ПТЦ-50.
Верхняя порция — облегченный раствор плотностью 1550 — 1600 кг/м³
(составы см. ниже), нижняя — раствор плотностью 1850 — 1900 кг/м³,
затворяемые на 6 — 8 %-ном растворе хлористого кальция. Объем нижней порции
раствора должен выбираться из расчета подъема от башмака приблизительно на 100
м.

14.19.5. Количество и глубины спуска
промежуточных обсадных колонн выбираются в соответствии с п.п. 2.2 и 2.3
настоящей Инструкции.

14.19.6. При выборе диаметра
эксплуатационной колонны, способов установки промежуточных колонн (от
необходимой глубины до устья или в виде потайной), помимо требований
оптимального отбора продукции, необходимо учитывать возможность спуска
составных теплоизолированных лифтовых труб, если это предусматривается в данной
конструкции скважины.

14.20. Выбор способа спуска и
цементирования обсадных колонн необходимо производить в соответствии с п.п. 2.11 — 2.15
настоящей Инструкции.

Примечание.
Применение комбинированного двухстадийного способа цементирования с
закачиванием тампонажного раствора на второй стадии с устья в затрубное
пространство на поглощение запрещается. Отсутствие в данном предприятии муфт
ступенчатого цементирования, устройств для секционного спуска обсадных колонн и
других не является основанием применения указанного способа. В случае
отсутствия необходимых технических средств отечественного производства следует
предусматривать закупку их по импорту.

14.21. Общие принципы выбора и
расстановки заколонной технологической оснастки обсадных колонн (разд. 8 и прил. 12
Инструкции) распространяются также на скважины, бурящиеся в условиях наличия
ММП, с учетом следующих особенностей.

14.21.1. В обсаженном стволе скважины в
интервале залегания ММП и на 50 м ниже обсадные колонны должны оснащаться
жесткими центраторами-турбулизаторами типа ЦТГ.

Для обсадных колонн диаметром 324 мм и
более допускается применение жестких центраторов типа «стрингер» конструкции
ТюменНИИгипрогаза.

В необсаженном стволе кондуктор оснащать
центраторами типа ЦЦ-1.

14.21.2. В обсаженном или открытом стволе
скважины ниже ММП с углом наклона до 25° возможно использование упругих
центраторов типа ЦЦ-1.

14.21.3. Для наклонных более 25° и
горизонтальных участков ствола скважины необходимо применять жесткоупругие
центраторы типа ЦЦ-2,4 или жесткие — типа ЦТГ.

14.21.4. Потайные колонны, особенно
выполняющие роль части эксплуатационной или перекрывающие верхний этаж
нефтегазоносности, должны обязательно оснащаться заколонными пакерами.

14.22. Буферные жидкости для
цементирования обсадных колонн, в том числе в случаях, предусматривающих вымыв
жидкости на поверхность, должны быть незамерзающими.

14.23. Рекомендуемые составы облегченных
тампонажных композиций приведены в прил. 3.

14.24. Для каждого региона (района,
месторождения) должны быть разработаны регламенты на все требования к крепи
скважин и их реализацию, в том числе по конструкции скважин, методам и
материально-техническим средствам цементирования обсадных колонн, схемам
обвязки обсадных колонн на устье и оборудования их противовыбросовым
оборудованием, дополнительным требованиям к прочностному расчету обсадных
колонн, расчету крепи скважины на устойчивость, методам гидродинамической
кольматации ствола скважины и др.

Регламенты должны разрабатываться на
основе действующих НТД, в том числе настоящей Инструкции, РД «Регламент по
выбору конструкций и технологии крепления скважин, рассчитанных на длительную
эксплуатацию в условиях Бованенковского ГКМ» (ТюменНИИгипрогаз, 1994), РД
00158758-160-94 «Определение прочностных характеристик обсадных труб,
спускаемых в зону ММП, из условия сохранения целостности и герметичности
эксплуатационных колонн способом управляемой разгрузки давления обратного
промерзания на внешнюю сторону крепи» (ТюменНИИгипрогаз, 1994), РД
00158758-176-96 «Регламент по креплению Ачимовских отложений, характеризующихся
аномально-высокими пластовыми давлениями (АВПД) и высокими забойными
температурами» (ТюменНИИгипрогаз, 1996) и др.

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение 1

МЕТОДИКА РАСЧЕТА УСЛОВИЙ ПРОХОДИМОСТИ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ
ПО СТВОЛУ СКВАЖИНЫ

Исходные данные, необходимые
для расчета:

D_дол —
диаметр скважины, м;

D_т —
диаметр турбобура, м;

d_н —
номинальный наружный диаметр обсадной колонны, м;

d_в —
внутренний диаметр обсадной колонны, м;

d — максимальная толщина стенки обсадной колонны, мм;

d_нУБТ —
наружный диаметр активной части УБТ, м;

d_вУБТ —
внутренний диаметр активной части УБТ, м;

d_м —
наружный диаметр муфт, м;

s_т —
предел текучести стали обсадных труб, Н/м²;

m — вес единицы обсадных труб в буровом растворе, кН/м;

d_т —
наружный диаметр корпуса турбобура, м;

a — средний зенитный угол ствола скважины в интервале
крепления, град;

i, b — интенсивность искривления
ствола скважины, град/10 м;

d_мах —
наружный диаметр внешних элементов технологической оснастки в сжатом положении,
м.

Эффективный (реальный) диаметр ствола
скважины D_эф в
местах образования уступов определяется выражением

D_эф =

0,5 (D_дол + d_нУБТ);

D_эф = 0,5 (D_дол + 0,91 D_т). (1)

Для успешного спуска в скважину колонны
обсадных труб в зависимости от ее диаметра и конструкции соединений эффективный
диаметр ствола должен отвечать следующим условиям:

— для безмуфтовых обсадных колонн

D_эф ³ d_н (2)

— для муфтовых обсадных труб

D_эф ³ 0,5 (d_н + d_м) (3)

— для обсадных колонн, оборудованных
внешними элементами технологической оснастки

D_эф ³ d_мах (4)

Минимально необходимые диаметры активной
(наддолотной) части УБТ для успешной операции по спуску обсадных колонн:

— при использовании безмуфтовых обсадных
колонн

d_УБТ ³ 2d_н — D_дол (5)

— при использовании муфтовых обсадных
труб

d_УБТ ³ d_н + d_м — D_дол (6)

— при использовании элементов внешней
технологической оснастки,

d_УБТ ³ 2 d_мах — D_дол (7)

Рекомендуемые диаметры УБТ,
устанавливаемые над долотом при бурении и подготовке ствола скважин к спуску
обсадных колонн, приведены в таблице П1.1.

Расчет требуемой длины УБТ активной части
КНБК или длины составного наддолотного маховика l из условий
предотвращения местных уступов определяется выражением:

(8)

При отсутствии УБТ требуемых диаметров
следует:

— применять центраторы и расширители,
устанавливая их в местах, которые рекомендуются «Инструкцией по предупреждению
искривления вертикальных скважин» РД 39-0148052-514-86 (М., ВНИИБТ —
Миннефтепром, 1986).

При бурении наклоннонаправленных скважин
применяемые КНБК должны отвечать требованиям «Инструкции по бурению
наклоннонаправленных скважин» (М., ВНИИБТ, 1986) и РД 39-2-171-79 «Инструкции
по бурению наклоннонаправленных скважин с кустовых площадок».

— использовать составные наддолотные
маховики, изготовляемые в мастерских буровых предприятий из стандартных УБТ
диаметром 203 или 178 мм и обсадных труб требуемого диаметра и длины.

Суммарная жесткость УБТ и обсадной трубы
составного маховика, а также жесткость корпуса применяемых центраторов (расширителей) должны быть не менее жесткости обсадной
колонны.

Требуемое соотношение жесткости УБТ с
наружным диаметром, определенным по (5) — (7), и жесткости спускаемой
обсадной колонны

(9)

Требуемое соотношение суммарной жесткости
УБТ с обсадной трубой составного маховика и жесткости спускаемой обсадной
колонны

(10)

где d_н₁ и d_в₁ — наружный и внутренний диаметр обсадной трубы
составного маховика соответственно; d_н₁ —
определяется по условию формул (5) — (7);

d_н₂ и d_в₂ — наружный и внутренний диаметр УБТ (178 или 203 мм)
составного маховика.

Таблица П1.1

Диаметр обсадной колонны, мм	Необходимый эффективный диаметр скважины, мм	Минимальный необходимый диаметр УБТ наддолотного комплекта (мм) в скважинах различных диаметров (мм)
обсадные трубы	муфты	640,0	590,0	540,0	490,0	444,5	393,7	370,0	349,2	320,0	295,3	269,9	244,5	215,9	190,5	161,0
426	451	439	299	299	340^**	407^**
377	402	390		273	273	299	340^**
351	376	364			254	254	299	340^**
324	351	338				229	229	299
299	324	312					229	229	254	299
273	299	286						203	203	299	254	254^*
245	270	258								203	203	229	229^*
219	245	232									178	178	203	203^*
194	216	205											178	178	178^*
178	198	188											146	146	178
168	188	178												146	146	146^*
146	166	156												146	146	133^*
140	159	150													133	133	133^*

____________

^* Случаи применения безмуфтовых соединений.

^** Диаметры нестандартных составных УБТ.

Для обеспечения проходимости обсадной
колонны по стволу с гарантийным обеспечением ее прочности при изгибе (s_t < [s_t]) в зависимости от жесткости
колонны (EI), интенсивности искривления ствола скважины (b₁),
величины среднего значения зенитного угла (a) при
соответствующих соотношениях (D_дол) и
(d_н)
определяется формулой

(11)

где E = 2,06 ·
10⁸ кН/м²; , м⁴.

Допустимая интенсивность искривления
ствола скважины из условия прочности обсадной колонны при изгибе b₂ (град/10
м) определяется формулой

(12)

Выбор допустимой интенсивности
искривления скважины (град/10 м) осуществляется из условия [b] = min [b₁, b₂].

Расчет размеров наддолотного участка УБТ для КНБК
турбинного бурения

Расчет диаметра наддолотного участка КНБК
осуществляется по (5) — (7) в зависимости от конструктивных
особенностей обсадной колонны.

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

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

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

Состав комплектов КНБК, устойчивых против
искривления при роторном бурении.

Таблица П1.2

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

Пример расчета

Исходные данные:

Диаметр ствола скважины D_дол = 0,2953 м;

Диаметр обсадной колонны d_н = 0,2445 м;

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

Долото D_дол = 0,2953 м;

УБТС d_нУБТ = 0,229 м длиной 25 м;

УБТС d_нУБТ = 0,203 м длиной 10 м;

УБТС d_нУБТ = 0,178 м длиной 165 м;

ТБВК d_БТ = 0,127 м длиной 2300 м.

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

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

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

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

Проверка выполнения условий:

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

условие выполнено

б) условие, вытекающее из формулы (9)

условие выполнено

в) условие, вытекающее из формулы (8)

условие
выполнено

Расчет допустимой интенсивности
искривления скважины из условий формулы (11)

Модуль упругости E
= 2,06 · 10⁸ кН/м²

Жесткость обсадной колонны

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

Вес одного погонного метра обсадной трубы
в буровом растворе

m_p = (m — V_т · r) ·9,81 ·10^-3

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

b₁ —
допустимый по формуле (11), где cos 30° = 0,866
и sin 30° = 0,5

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

b₂ —
допустимый по формуле (12)

что значительно выше фактической
интенсивности.

Вывод

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

Приложение 2

ПРОЧНОСТНОЙ РАСЧЕТ НЕЦЕМЕНТИРУЕМОЙ ВЕРХНЕЙ ЧАСТИ
ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ

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

1.1. В общем случае проверочный расчет
осуществляется по следующей зависимости

(1)

где L —
допустимая длина нецементируемой части колонны, м;

s_т —
предел текучести материала труб, кгс/см²;

k — коэффициент запаса прочности;

q — масса 1 п.м. труб, кг/м;

F —
площадь сечения тела трубы, см²;

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

W —
осевой момент сопротивления труб в рассматриваемом сечении, см³

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

1.2. Порядок проверочного расчета при
проектировании

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

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

(2)

где L_i
— длина колонны от устья до рассматриваемого сечения;

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

q_i — средневзвешенная по длине масса труб на участке L_i.

1.2.3. При удовлетворении неравенства (2)
расчет закончен.

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

2. Перед оборудованием устья скважины
необходимо:

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

2.2. Произвести расчет снизу вверх или
наоборот по формуле

(3)

здесь G — масса
колонны от устья до рассматриваемого сечения.

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

2.4. При неудовлетворении (3):

2.4.1. Принимается решение о
невозможности разгрузки обсадной колонны.

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

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

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

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

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

Приложение 3

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ВЫБОРУ ТАМПОНАЖНЫХ МАТЕРИАЛОВ
И РАСТВОРОВ

1. Выбор тампонажных материалов

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

1.1. Глубина спуска обсадной колонны.

1.2. Общий интервал цементирования.

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

1.4. Интервал установки потайной колонны.

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

1.6. Геостатическая температура горных
пород:

— на глубине установки башмака колонны;

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

— на глубине устройства ступенчатого цементирования;

— на стыке секций;

— на «голове» потайной колонны.

1.7. Интервалы залегания пород с
наличием:

— галита;

— бишофита;

— сульфатов;

— минерализованной среды с указанием
степени минерализации;

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

1.8. Плотность бурового раствора.

1.9. Давления гидроразрыва пород по
глубинам в интервале цементирования открытого ствола скважины.

Порядок выбора типа тампонажного материала (композиций)

1.10. Выбор типов тампонажных материалов
или композиций (ниже — цемента) осуществляется отдельно для ступеней или секций
колонны.

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

Примечание. В табл. П3.4.
представлены рекомендуемые композиции для условий сероводородной и
углекислотной агрессии.

1.12. Проверяется
пригодность цемента(ов) по п. 1.11 для
вышележащего интервала.

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

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

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

Р_гс
£ 0,95Р_гп, (1)

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

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

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

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

r_цр ³ r_бр + 20, (2)

где r_цр — плотность
тампонажного раствора, кг/м³;

r_бр —
плотность бурового раствора при последнем долблении при бурении скважины, кг/м³.

Допускается соотношение r_цр ³ r_бр + 10 для
случаев r_бр ³ 2000 кг/м³.

Таблица П3.1

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

Таблица П3.2

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

Продолжение таблицы П3.2

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

Примечания:
1. Знак + — рекомендуемая область применения.

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

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

Таблица П3.3

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

Условные обозначения:

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

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

— — прочерк обозначает отсутствие цемента
для этих условий;

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

цифры 1 — 13 — номера цементов по табл. П3.1.

Таблица П3.4

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

Примечания:

1. Тампонажные композиции приготавливаются из сухих компонентов на
специальных смесительных установках.

Допущение: 2 — компонентные композиции могут
изготавливаться в процессе затворения в соответствии с прил. 6
Инструкции.

2. Коррозионная стойкость цементного камня из смесей увеличивается при
добавках в жидкость затворения высокомолекулярных полимеров типа КМЦ, гипан,
ПВС, а также реагентов НТФ, лигносульфонатов и др.

3. Коррозионная стойкость цементного камня и защита
обсадных труб от коррозии в условиях наличия в продукции скважины H₂S до 25 % объемных
эффективно повышается при применении цементов на шлаковой основе (ШПЦС-120, 200
и НКИ), обработанных ингибитором ВФПМ по ТУ 6-14-10-137-83 (высококипящие
фракции производства морфолина — отход химического производства) в количестве
0,6 — 1,1 % от массы цемента.

1.16. При невозможности
выполнения требований по п. 1.14
рассматривается вариант применения облегченной тампонажной композиции или
аэрированного тампонажного раствора в соответствии с разд. 4 настоящего прил. и прил. 6.

1.17. Для цементирования скважины методом
прямой циркуляции в один прием, в том числе по ступеням и секциям, допускается,
как правило, применение не более 2 типов цементов.

Исключение: по решению буровой организации, если для нижнего
интервала требуется отдельный тип цемента по п. 5.8 Инструкции и п. 1.11
настоящего Приложения, могут быть использованы 3 типа цемента.

1.18. При невозможности выполнения
требований п.п. 1.14 и 1.16 рассматривается вариант
ступенчатого цементирования или секционного спуска обсадной колонны с учетом
требований п.п. 2.12, 2.14 Инструкции.

2. Подбор рецептур тампонажных
растворов

2.1. При подборе рецептур для конкретных
скважин подлежат определению в соответствии с требованиями разд. 6
Инструкции следующие свойства тампонажных растворов:

— плотность, в том числе плотность сухого
цемента;

— растекаемость;

— время загустевания;

— реологические свойства — пластическая
вязкость и динамическое напряжение сдвига;

— водоотделение;

— водоотдача (для скважин с осложненными
условиями);

— прочность цементного камня при изгибе и
сжатии.

Для РПИС дополнительно определяется
начало схватывания после перемешивания тампонажного раствора в консистометре по
программе, имитирующей процесс цементирования скважины по времени и
термобарическим условиям.

2.2. Определение плотности тампонажного
раствора

Плотность склонных к вспениванию
тампонажных растворов необходимо измерять двумя способами: традиционным под
атмосферным давлением и под давлением до 1 МПа.

Практически при затворении цемента чистой
водой (без реагентов) за счет вовлечения воздуха замеренная плотное раствора
отличается от истинной на 20 — 30 кг/м³. При вводе химреагентов
замеренная без давления плотность раствора может отличаться от истинной на 20
кг/м³ и более.

При отсутствии прибора для определения
плотности раствора под давлением, истинную его плотность определяют расчетным
путем по формуле:

(3)

при r_жз = 1000 кг/м³

где r_цр — расчетная плотность тампонажного раствора, кг/м³;

m_ц —
масса цемента, кг;

m_жз —
масса жидкости затворения, т;

r_ц —
плотность сухого цемента, замеренная в лаборатории для конкретной партии
цемента, кг/м³;

r_жз —
плотность жидкости затворения, кг/м³;

— водоцементное отношение.

Разница в плотностях цементного раствора,
определенных под давлением и расчетным путем, не превышает 2 %.

В анализе, выдаваемом лабораторией,
необходимо указывать истинную (расчетную) плотность и замеренную прибором. При
этом замере плотности в лаборатории должен использоваться тот же тип прибора,
что и на буровой.

2.3. Растекаемость тампонажного раствора,
характеризующая его способность к прокачиванию насосами, должна быть не менее
16 см. Определяется по ГОСТ 26798.1.

2.4. Время загустевания тампонажного
раствора должно определяться на консистометре при динамической температуре и
среднем значении давления в цементируемом интервале.

Динамическую температуру у башмака
колонны (муфты, стыка секций) определяют по формуле:

(4)

где Т_дз — динамическая забойная
температура, °С;

t_о —
температура нейтрального слоя (температура на глубине 3,2 м, кроме ММП), °С;

Т_о — статическая температура на забое, °С;

t_y — температура выходящего из скважины бурового
раствора при промывке скважины перед цементированием, °С;

t_ц —
температура затворяемого тампонажного раствора, °С;

Н — глубина башмака колонны (муфты, стыка секций) по вертикали, м.

Динамическая температура t_д на глубине L
равна:

при 0 < L < (5)

Динамическая температура при L
> 2/3Н принимается постоянной и определяется по формуле (4).

2.5. Водоотделение и водоотдача
тампонажного раствора определяются в тех случаях, когда эти свойства раствора
регламентированы (см. разд. 6 Инструкции).

2.6. Реологические параметры тампонажных
растворов, — структурная вязкость и динамическое напряжение сдвига, определяют
с помощью вискозиметра ВСН-3 или другого аналогичного прибора по заявке
бурового предприятия.

2.7. Прочность цементного камня при
изгибе через 24 ч твердения тампонажного раствора определяется:

— при температуре размещения башмака
(муфты, стыка секций) колонны;

— при температуре верхней точки подъема
цементного раствора.

— по указанию бурового предприятия
прочность цементного камня может определяться и при других температурах по
высоте подъема цемента.

2.8. Проницаемость тампонажного камня
определяется на приборе типа ГК-5 или другом, имеющемся на вооружении
лаборатории.

2.9. При выборе исходной жидкости
затворения тампонажного раствора рекомендуется пользоваться ориентировочными
данными табл. П3.5 с последующим уточнением ее рецептуры в
случае необходимости ввода химреагентов — регуляторов свойств с учетом
термобарических условий цементирования.

2.10. При невозможности подбора рецептуры
тампонажного раствора, удовлетворяющей динамическим термобарическим условиям
всего цементируемого интервала, а при применении двух типов цемента — для
верхней порции, рассматриваются варианты:

— две рецептуры для данного типа цемента,
но с условием применения не более трех рецептур, закачиваемых последовательно в
один прием;

— двух-трехступенчатое цементирование
колонны, спускаемой в один прием;

— двухступенчатое цементирование верхней,
заранее заданной секции колонны.

2.11. Результаты подбора рецептуры
тампонажного раствора и камня оформляются по форме прил. 11.

2.12. Подбор рецептур тампонажных
растворов с повышенными изолирующими свойствами (РПИС) осуществляется в
соответствии с РД 39-0147-009-87 (ОАО НПО «Бурение») на базе определения
традиционных параметров и показателей свойств раствора и камня.

3. Расчет объемов
тампонажного раствора, жидкости затворения, количества материалов

3.1. Объем затворяемого тампонажного
раствора V_mp, м³

(6)

где V_i
— объем i-го участка ствола скважины с поперечными размерами,
мало отличающимися на данном участке, м³;

D, d — наружный диаметр колонны и внутренний нижнего
участка соответственно, м;

L — протяженность интервала цементирования, м;

h — высота цементного стакана в колонне, м;

i — количество рассматриваемых участков;

K₁ —
коэффициент потерь тампонажного раствора, 1,0 — 1,03.

Таблица П3.5

№ п.п.	Породы, слагающие цементируемую зону	Состав жидкости затворения	Плотность, кг/м³	Содержание соли в 1 м³ жидкости затворения, кг
1.	Галит	Насыщенный раствор хлорида натрия	1190	300
2.	Бишофит	Насыщенный раствор бишофита хлорида магния	1320	480
3.	Сульфаты	Техническая вода	1000	—
4.	Минерализованная среда	Техническая вода	1000	—
5.	Многолетнемерзлые породы (ММП)	2 % раствор CaCl₂	1015	20
6.	-»-	4 % раствор CaCl₂	1032	41
7.	-»-	6 % раствор CaCl₂	1049	63

Величины V_i должны
выдаваться геофизическим предприятием по результатам интерпретации
кавернопрофилеграмм или рассчитываться по усредненному условному диаметру
ствола скважины с учетом опыта их расшифровки в данном районе. Допускается
расчет V_i производить для однотипных условий бурения, кроме
газовых и газоконденсатных скважин, по установленным в данном районе базовым
данным.

Величина K₁ принимается равной 1,03 при затворении цемента без
применения, как исключение, осреднительной емкости; 1,01 — 1,03 с применением
осреднительной емкости; 1,0 при затворении закрытым способом (прил. 6 к
Инструкции). По согласованию между подрядчиком и заказчиком коэффициент запаса
может быть увеличен в случае бурения и цементирования скважин в условиях
частичных поглощений.

Объем тампонажного раствора
рассчитывается отдельно для каждой рецептуры, а также для каждой ступени
цементирования.

3.2. Количество цемента, потребное для
приготовления 1 м³ тампонажного раствора G, кг/ м³

(7)

где r_ц, r_тр, r_жз — плотности соответственно сухого цемента, раствора и
жидкости затворения, кг/м³.

Плотность сухой массы стандартных
цементов по видам дается в табл. П3.2. Плотности других тампонажных материалов
следует определять известным методом.

3.3. Общая масса цемента для
приготовления расчетного объема тампонажного раствора G_ц, кг

G_ц = K₂GV_тр, (8)

где K₂ — коэффициент запаса, учитывающий потери цемента на
отсев при загрузке и распылении при загрузке и затворении, 1,01 — 1,05.

Для свежего цемента, хранящегося во
влагонепроницаемой упаковке (таре), принимается K₂ = 1,01.

3.4. Выход раствора из 1000 кг цемента V_тр, м³,
определяется в лаборатории экспериментально.

Для приближенного расчета можно
пользоваться формулой

(9)

или по упрощенному выражению

,
(10)

где — водотвердое (водоцементное
отношение).

Замеренный выход тампонажного раствора
может дать завышенное значение, если при затворении цемента раствор
вспенивается за счет вовлечения воздуха при перемешивании раствора. В этом
случае выход раствора следует определять расчетным путем.

3.5. Объем жидкости затворения V_жз, м³

(11)

где K_з — коэффициент запаса жидкости затворения, принимаемый
1,03 — 1,10.

Повышенное значение K_з принимается, если
после закачивания тампонажного раствора в скважину цементировочные агрегаты
промываются остатками необработанной жидкости затворения. При использовании для
обработки тампонажных растворов химических реагентов принимать минимальное
значение K_з, а
промывку цементировочных агрегатов осуществлять технической водой.

3.6. Величина добавки химических
реагентов задается, как правило, в % от массы цемента. Количество химического
реагента q_xp в кг, содержащегося в 1 м³ жидкости
затворения, определяется по формуле

(12)

где а — количество химического
реагента в % от массы цемента.

Общее количество химического реагента Q_xp для V_жз, кг

Q_xp = q_xpV_жз (13)

4. Рекомендуемые специальные
тампонажные композиции

4.1. Облегченный состав для низких
положительных и отрицательных (ММП) температур.

Состав сухой смеси:

— портландцемент ПЦТ I, II-50
= 92 % мас;

— вспученный вермикулитовый песок марки
100 — 250 по ГОСТ
12865-67 или вспученный перлитовый песок той же марки по ГОСТ
10332-83 = 8 % мас.

Приготавливается дозированной загрузкой в
СМН с перетариванием.

Затворяется на 6 — 8 % раствора CaCl₂.

Плотность тампонажного раствора 1400 —
1580 кг/м³.

4.2. Облегченный состав со стеклянными
микросферами.

Состав сухой смеси:

— портландцемент ПЦТ I, II-50,
100 = 94 — 96 % мас;

— аппретированные стеклянные микросферы
типа МС-А9 группы Б2 = 6 — 4 % мас.

Приготавливается дозированной загрузкой
СМН с перетариванием.

Затворяется на 4 — 6 % растворе CaCl₂ (r = 1030 — 1050 кг/м³) с добавкой 0,01 — 0,02 % НТФК.

Плотность тампонажного раствора 1400 —
1500 кг/м³.

4.3. Расширяющийся тампонажный
раствор-камень.

Состав сухой смеси:

— гидрокарбоалюминатная добавка ТУ
5743-066-00194027-94 = 2 — 7 % мас;

— портландцемент ПЦТ I, II-50
= 86 — 96 %;

— гипс по ГОСТ
125-79 = 2 — 7 % мас.

Затворяется на воде с добавкой при
необходимости НТФ или на растворе CaCl₂ с В/Ц = 0,5.

Приложение 4

ГИДРАВЛИЧЕСКАЯ ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНОЙ
КОЛОННЫ

Структура гидравлической программы цементирования

Расчетная схема

1. Рассчитать необходимую подачу Q
для обеспечения режима течения тампонажного раствора в призабойной зоне скважины
в затрубном пространстве:

— турбулентного Q_т,

— пробкового Q_п.

2. Рассчитать максимально допустимое
забойное давление [Р_з] из условия предотвращения поглощений
или гидроразрыва пород: [Р_з] = 0,95Р_п,г.

3. Принять для начала счета максимально
возможную суммарную подачу ЦА тампонажного раствора Q_ца, откачиваемого из осреднительной емкости (ей) в
соответствии с технологической схемой цементирования (прил. 6).

4. Рассчитать давление на БМ и забойное
давление для Q_ца по
буровому раствору, Р_бм и Р_з.

5. Проверить выполнение условий:

(1)

Р_з £ [Р_з] (2)

где [Р_у], [Р_ца]
— допустимое давление на цементировочную головку (верхние трубы колонны) и ЦА
соответственно.

6. При выполнении условий (1) и (2)
принять Q_зн = Q_ца для начала
закачивания тампонажного раствора.

Произвести закачивание всего объема
тампонажного раствора с подачей Q_зн.

7. При невыполнении одного из условий (1) или (2)
рассчитать новое значение Q_зн,
снижая подачу ступенями 3 — 5 л/с, до их выполнения.

Произвести закачивание всего объема
тампонажного раствора с наращиванием подачи от Q_зн до Q_ца, не
превышая Р_бм.

8. Рассчитать положение «головы»
тампонажного раствора по окончании закачивания всего объема.

8.1. Тампонажный раствор не вышел из
башмака обсадной колонны.

8.1.1. Начать продавливание
тампонажного раствора с подачей Q_ца до башмака колонны.

8.1.2. Вычислить необходимый объем
тампонажного раствора V_h_г для
подъема выше кровли продуктивного горизонта (при его отсутствии — на 150 — 200
м от забоя) общей высотой h_г на
высоту 75 — 150 м.

8.1.3. Вычислить забойное давление P_з_h_г при
положении тампонажного раствора на высоте h_г и подаче Q_т.

8.1.4. Проверить
условия (2) и Q_т £ Q_зн (3)

8.1.4.1. При выполнении условий (2) и (3)
продавить тампонажный раствор объемом V_h_г с
подачей Q_т.

8.1.4.2. При невыполнении условий (2) или (3)
продавливание тампонажного раствора объемом V_h_г
произвести с подачей Q_п = Q_т.

8.2. Тампонажный раствор вышел из башмака
обсадной колонны. Произвести расчеты и операции по п.п. 8.1.1 — 8.1.4.

9. Определить максимально возможную
подачу Q_h_г при
положении тампонажного раствора на высоте h_г по условиям (1) и (2).

10. Определить максимально возможную
подачу Q_пр при
подъеме тампонажного раствора до выравнивания уровня в трубах и затрубном
пространстве и на проектную высоту h_пр по условиям (1) и (2). Продавливание тампонажного
раствора произвести со снижением подачи по линейной зависимости между
контрольными точками.

11. Зафиксировать по всем контрольным точкам
давление на БМ и объемы тампонажного раствора и продавочной жидкости для
расчета графика — программы Р_бм = f(V,
t).

Здесь V и t
— объемы порций закачиваемых жидкостей (тампонажного и бурового раствора) и продолжительность
их закачивания в расчетном режиме.

12. В случае невозможности реализации
программы цементирования для подъема тампонажного раствора в один прием на
высоту всего цементируемого интервала, принятую с учетом п. 2.13 и
прил. 3
Инструкции, в связи с невозможностью выполнения условий (1) и (2)
настоящего Приложения или из-за чрезмерной длительности процесса для выполнения
их, принимается решение о ступенчатом цементировании с составлением программы
процесса для каждой ступени.

Реологические параметры и характеристики бурового и
тампонажного растворов

1. Реологические параметры бурового
раствора принимаются из информации по процессу углубления скважины. В случае их
отсутствия определяются лабораторным путем при подготовке к креплению скважины
(см. ниже).

2. Реологические свойства бурового и
тампонажного растворов следует определять с использованием ротационного
вискозиметра. Наиболее применим для рассматриваемой задачи двенадцатискоростной
прибор VG; возможный вариант — шестискоростной.

3. Порядок измерений следующий:

3.1. Проба тампонажного (бурового) раствора
перемешивается в вискозиметре в течение 20 мин при 600 об/мин и температуре,
равной средней величине между динамической забойной и устьевой.

3.2. Устанавливается 300 об/мин.

3.3. Через 60 с работы вискозиметра
снимается показание прибора q₃₀₀, град.

3.4. Снизить ступенями 20 с обороты
прибора до 3 об/мин и измерить показание прибора q₃.

4. Вычислить

(4)

(5)

Расчетные зависимости

5. Скорость нисходящего потока в трубах,

(6)

где Q — подача
жидкости, м³/с;

d_т —
внутренний диаметр труб, м.

(7)

где r — плотность
жидкости, кг/м³.

Примечание. Здесь и
ниже для случаев переменных параметров по длине канала, входящих в расчетные
зависимости, расчеты производить по соответствующим участкам.

6. Для затрубного пространства

(8)

где D, d
— соответственно диаметр ствола скважины и наружный диаметр труб, м

(9)

7. Гидравлические потери, кг/см²,
в трубах при структурном (ламинарном) режиме

(10)

где: r — плотность
жидкости, кг/м³;

L — протяженность канала, м.

8. Гидравлические потери в затрубном
пространстве при структурном (ламинарном) режиме

(11)

Здесь

9. Для турбулентного режима:

(12)

где

10. Минимальная подача для обеспечения
турбулентного режима в затрубном пространстве

(13)

11. Для пробкового режима в затрубном
пространстве (при этом Re = 100)

(14)

В формуле (13)
величина Re_кр —
критическая величина числа Рейнольдса принимается из таблицы в зависимости от
величины n

n	Re_кр	n	Re_кр
0,95	3000	0,55	3400
0,85	3100	0,45	3500
0,75	3200	0,35	3600
0,65	3300	0,25	3700
		0	3800

Приложение 5

ПРИМЕРНОЕ СОДЕРЖАНИЕ ФОРМЫ ПЛАНА РАБОТ НА КРЕПЛЕНИЕ
СКВАЖИНЫ

1. Номер скважины и площадь
(месторождение).

2. Назначение обсадной колонны.

3. Диаметр обсадной колонны, в том числе
двух-трехразмерной.

Глубины по длине колонны:

— спуска колонны;

— перехода диаметров;

— устройств ступенчатого цементирования;

— стыка секций;

— интервалы цементирования.

4. Сведения о скважине.

4.1. Глубина забоя скважины:

— по протяженности ствола;

— по вертикали.

4.2. Вскрытый забоем стратиграфический
горизонт.

4.3. Диаметр и глубина спуска предыдущей
колонны по длине, в том числе при двухразмерной или потайной колонне — глубина
перехода.

4.4. Номинальный диаметр открытого ствола
скважины.

4.5. Укрупненные интервалы ствола с
указанием осредненного диаметра по каверномеру (профилемеру) и наличия желобных
выработок.

4.6. В приложении: каверно- и
профилеграмма, таблица инклинометрии и схема фактического профиля ствола в
вертикальной и горизонтальной плоскости.

4.7. Тип, параметры бурового раствора,
содержание смазывающих, ингибирующих и других добавок по окончании последнего
долбления.

4.8. Виды и характер имевших место
осложнений в процессе углубления скважины поинтервально.

Виды и результаты проводившихся
мероприятий по ликвидации имевших место осложнений.

4.9. Состояние скважины при последних
долблениях.

4.10. Фактические (при отсутствии данных
— оценочные, проектные) пластовые давления по кровле открытых пластов и глубине
по вертикали.

4.11. Температура:

— статическая на забое и проектной
«голове» цемента;

— измеренная на забое и «голове» цемента
через ____ час без промывки;

— выходящего на устье бурового раствора
при последнем долблении с указанием производительности буровых насосов.

5. Компоновка обсадной колонны по длинам
секций труб в порядке спуска и технологической оснастки с указанием расстояния
от башмака колонны поэлементно:

— наружный диаметр труб, фильтра и его
тип;

— толщина стенки труб;

— марка стали труб;

— тип, шифр внутриколонной оснастки;

— тип, шифр заколонной оснастки.

6. Подготовительные работы к креплению
скважины с перечнем конкретных работ по объему, содержанию и срокам.

6.1. Буровое и вспомогательное
оборудование, вышка, грузоподъемное оборудование, буровые насосы,
циркуляционная система, противовыбросовое оборудование, дополнительные
временные сооружения.

6.2. Обсадные трубы, переводники для
обсадной колонны.

6.3. Технологическая оснастка обсадной
колонны.

6.4. Технические средства для захвата, свинчивания
и спуска труб; герметизирующие составы для резьбовых соединений; шаблоны для
труб.

6.5. Тампонажные материалы и смеси,
химические реагенты.

В приложении: анализ проб цемента,
цементного раствора, камня.

6.6. Резервный буровой раствор, материалы
и химические реагенты для приготовления и обработки бурового раствора.

Техническая вода с указанием источника
водоснабжения.

Жидкость затворения, приготовляемая
заблаговременно (например, бентонитовый раствор).

6.7. Дополнительные элементы КНБК для
подготовки ствола скважины к креплению.

6.8. В приложении: прочие дополнительные
инструменты, материалы и др.

7. Подготовка ствола скважины к
креплению:

7.1. КНБК в технологической
последовательности применения.

7.2. Режимы технологических операций в
скважине.

7.3. Требования к буровому раствору.

7.4. Указания по контролю бурильных труб.

8. Спуск обсадной колонны.

8.1. Указания по применению клиновых
захватов, спайдеров, элеваторов по длине спускаемых труб.

8.2. Указания по шаблонированию труб
посекционно (типы и размеры шаблонов).

8.3. Указания по применению
герметизирующих составов.

8.4. Указания по свинчиванию и
закреплению резьбовых соединений (ключи, крутящие моменты по типоразмерам труб,
контроль степени закрепления).

8.5. Особые указания по сборке и монтажу
элементов технологической оснастки.

8.6. Режим и контроль спуска обсадной
колонны:

— скорость спуска (движения) колонны
поинтервально;

— контроль за заполнением колонны буровым
раствором и вытеснением раствора на устье;

— глубины, режимы, продолжительность
промежуточных промывок и после допуска колонны;

— требования к буровому раствору;

— мероприятия по предупреждению и
ликвидации осложнений при спуске и по окончании спуска;

— особые указания по допуску колонны, в
том числе с учетом специальной технологической оснастки;

— операции в период подготовки к
цементированию.

9. Цементирование обсадной колонны.

9.1. В приложении: рабочий план по
цементированию тампонажного предприятия (цеха) в соответствии с Заданием
бурового предприятия.

9.2. Технологическая последовательность и
содержание операций по обвязке устья скважины, цементировочной и
вспомогательной техники.

9.3. Процесс цементирования в
технологической последовательности с указанием средств и методов контроля:

— буферная жидкость, объем и режим
закачивания;

— разделительные пробки;

— затворение и контроль тампонажного
раствора, объемы и параметры раствора по отдельным порциям;

— закачивание тампонажного раствора,
режим закачивания;

— продавливание тампонажного раствора, режим
продавливания, контроль, в том числе при определении давления «стоп».

В приложении: график режима
цементирования обсадной колонны с указанием объемов закачиваемых жидкостей и
давления на БМ-700 (цементировочной головке) дифференцированно по объемам и времени
в соответствии с гидравлической программой цементирования, составляемой в
соответствии с прил. 4 к настоящей Инструкции.

Примечания:

1. Целесообразно разрабатывать отдельные формы Плана работ для кондуктора,
обсадной колонны, спускаемой в один прием и цементируемой в один прием или в
две-три ступени, обсадной колонны, спускаемой секциями.

2. Содержательная часть Плана работ должна составляться на основании
соответствующих разделов настоящей Инструкции.

3. В форме Плана работ предусмотреть:

— утверждающую и согласующую подпись руководителя(ей) бурового
предприятия и Заказчика:

— указания должностей и Ф. И. О лиц, ответственных за отдельные виды
работ по Плану;

— подписи лиц — исполнителей работ.

Приложение 6

ВЫБОР СОСТАВА ЦЕМЕНТИРОВОЧНОГО ОБОРУДОВАНИЯ.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ

1. Выбор состава цементировочного
оборудования

В обязательный состав цементировочного
оборудования входят:

— насосные установки (НУ);

— смесительные установки (СУ);

— осреднительные установки (ОУ);

— блок манифольдов (БМ);

— станция контроля цементирования (СК).

Для цементирования аэрированными
тампонажными системами дополнительно используется компрессор.

В таблицах П6.1-П6.6 представлены основные
сведения по цементировочному оборудованию отечественного производства, в том
числе НУ — аналоги фирмы Халлибуртон.

С целью максимально эффективного
использования цементировочной техники отечественного производства и сокращения
количества установок НУ для проведения одной операции цементирования за базовый
вариант наземных технологических схем принята схема, предусматривающая затворение
тампонажного раствора стандартными гидровакуумными смесителями с использованием
насосов высокого давления НУ для подачи жидкости затворения. Затворяемый
тампонажный раствор при этом подается в осреднительную (ые) емкость (и) ОУ. В
ОУ раствор осредняется, накапливается, подвергается в случае необходимости
кондиционированию методом рециркуляции и после накопления технологически
необходимого объема параллельно с затворением нагнетается в скважину.

Сокращение количества НУ по сравнению с
«традиционной» схемой обвязки цементировочной техники обеспечивается за счет
того, что работа каждой установки СУ обеспечивается одной установкой НУ. В
случае необходимости одна установка НУ может обеспечивать работу двух СУ. И,
наконец, затворение тампонажного раствора насосом высокого давления в сочетании
с установкой ОУ обеспечивает условие максимального приближения параметров
тампонажного раствора к параметрам, заданным рецептурой.

Таблица П6.1

Насосные установки
отечественного производства для цементирования скважин

Марка установки	Тип цементировочных насосов и их число, шт.	Полезная мощность, кВт (л.с.)	Монтажная база и способ транспортировки	Наибольшее развив. давление, МПа	Наибольшая подача насоса (насосов) дм³/с	Примечание
1	2	3	4	5	6	7
УНБ 1Р-400	11T´1	257/350	Рама, сани	40	36,5	Номенклатура з-да «Красный Молот» по сост. на 1987 г.
УНБ 1 400´40	14Т1´1	278/380	Самоходная, на шасси КрАЗ-250	40	37,0	—^»—
УНБ 1P 400´40	14Т1´1	278/380	Рама, сани	40	37,0	—^»—
ОНБ2 160´32	9Т´2	210/285	Рама, Верт. вариант	32	50,0	—^»—
УНБ 1Р-630´70	14Т1´1	454/617	Рама, сани	70	23,9	—^»—
ЦА-320А	9Т´1	105/143	Самоходная, на шасси КрАЗ-250	32	26,0	—^»—
УНБ 1-160	9Т´1	105/143	—^»—	32	29,0	—^»—
УНБ 2-160	14Т2´1	105/143	—^»—	32	21,6	—^»—
УНБ 1-630´70	14Т1´1	452/615	—^»—	70	25,0	—^»—
УНБ 2В-400´105	Трехплунжер., 2 шт.	131/178	Самоходная, вездеход, на шасси «Русич»	105	44,6	Завод-изготовитель — ВЗБТ, г.Волгоград
ПНУ HG-200 HG-320	НТ-400´1(2) фирмы Halliburton	180/250	Самоходная, на шасси КрАЗ-250; КрАЗ-260 (вездеход)	105	50,0	Совмест. произв. предприятие в Твери и фирмы Халлибуртон-ГЕРС. Лтд.

Таблица П6.2

Характеристика двухнасосной
установки УНБ 2В-400´105 завода ВЗБТ (г.
Волгоград) с полезной мощностью 350 кВт (475 л.с)

Исполнение насосной установки, шифр	Шифр насоса, обозн. вариант комплект, гидрав. части	Диаметр плунжеров, мм	Наибольшее развив. давл., МПа	Наибольшая подача насосов, дм³/с	Суммарная подача насосов, дм³/с
Ц2.00.00.000	Н5	140	30	22,3	44,6
Н6	140	22,3
Н5	120	40	16,4	32,8
Н6	120	16,4
Ц2.00.00.000-01	Н6	140	30	22,3	33,6
Н7	100	60	11,3
Н6	120	40	15,6	24,6
Н7	90	70	9,2
Ц2.00.00.000-02	Н7	100	60	11,3	22,6
Н8	100	11,3
Н7	90	70	9,2	18,4
Н8	90	9,2
Н9	75	105,0	6,4	12,8
Н10	75	6,4

Примечание: Любая из семи указанных
в таблице модификаций установки поставляется заводом по заказу потребителя.

Таблица П6.3

Техническая характеристика насосных установок с
оборудованием фирмы Halliburton, выпускаемых предприятием в г. Твери

Шифр устан.	Мощность двигат., лс	Полезная мощность, кВт (лс)	Вид шасси и формула колес	Наибольшее развиваемое давление, МПа, при диам. плунжеров, мм	Подача, дм³/с, наим./наиб. при диам. плунж., мм
87,5	101,6	114,3	127	152,4	87,5	101,6	114,3	127	152,4
Однонасосной установки
HG-200	335	180 (250)	КрАЗ-250 (6´4)	100	80	63	50	35	1,9/15,3	2,6/21,5	3,4/27,5	4,2/33,2	6,0/49,2
HG-320	490	250 (340)	КрАЗ-250 (6´4)	—	90	70	60	40	1,9/15,3	2,6/21,5	3,4/27,5	4,2/33,2	6,0/49,2
Двухнасосной установки
HG2-400	2´335	360 (500)	КрАЗ-65053 (6´4)	100	80	63	50	35	3,8/30,6	5,2/43,0	6,8/55,0	8,4/66,4	12,0/98,4
HG2-640	2´400	500 (680)	КрАЗ-65053 (6´4)	—	90	70	60	40	5,2/43,0	6,8/55,0	8,4/66,4	12,0/98,4	6,0/49,2

Таблица П6.4

Техническая характеристика
цементировочных насосов отечественного производства

Тип насоса	Длина хода поршня (плунжера), мм	Частота вращ. корен. вала, мин^-1	Диам. смен. втулок (плунжеров), мм	Переда- точное число редук., i	КПД (наибольшее знач.)	Развиваемое давление, МПа	Идеальная подача, дм³/с
скорость коробки передач	скорость коробки передач
I	II	III	IV	V	I	II	III	IV	V
9Т	250	27 — 125	100	20,5	0,73	—	32	18	12	7,6	—	3,2	6,1	9,3	14,1
115	—	23	13	8,6	5,1	—	4,3	8,2	12,4	18,8
127	—	18	10	7	4,5	—	5,3	10,2	15,5	23,5
11Т	200	43 — 127	110	4,45	0,78	40	27,5	18,5	13,5	—	6,6	9,5	14,1	19,5	—
125	30	21	14	10	—	8,8	12,6	18,6	25,8	—
140	23	16	11	8	—	11,2	16,1	23,8	33	—
14Т1	160	74 — 311	90	4,04	0,88
100
110	50	40	33	22	16	7,2	10,3	15,3	21,2	—
125	40	30	21	14	10	9,3	13,3	19,8	27,4	—
140	32	24	17	11	8	11,6	16,7	24,8	37,0	—
14Т2	160	33 — 175	110	14,56	0,88	—	40	30	18	9	—	3,0	5,7	9,1	13,3
125	—	32	23	14	7	—	5,1	7,9	12,0	17,2

Таблица П6.5

Режим работы смесительных
установок УС6-30 в процессе приготовления растворов из различных тампонажных
материалов

Тампонажный материал	Плотность, г/см³	Водоцемент. отношен.	Диам. штуцера в смесит. устр., мм	Давление жидкости затвор. перед штуцером, МПа	Включен. передача коробки КПП	Производ. приготов. р-ра, дм³/с
сухого материала	приготов. р-ра
1	2	3	4	5	6	7	8
Портландцементы тампонажные ГОСТ 1581-91; ПЦТ Д 0-50; ПЦТ Д 20-50; ПЦТ Д 0-100; ПЦТ Д 20-100; цементы по ТУ 39-00147-001-170-97; ЦТГ-160, ЦТГ-250, ЦТБР	3,00 — 3,20	1,81 — 1,86	0,5	12 — 15	1,0 — 2,5	II — III	10 — 15
Облегченный цемент ОЦГ	2,8	1,45 — 1,55	0,95	14 — 16	1,0 — 1,2	II	17 — 20
Облегченные портландцементы ГОСТ 1581-91; ПЦТ П 50-150, ПЦТ 0-100	2,8	1,55 — 1,65	0,8	14 — 16	1,0 — 1,2	II	16 — 20
Утяжеленные портландцементы:
УЦГ-1		2,06 — 2,15	0,35	10	2,5 — 3,0	III	8,5 — 10,5
УЦГ-2	2,8	2,16 — 2,25	0,32	10	2,5 — 3,0	III	8,0 — 10
Утяжеленные портландцементы ГОСТ 1581-91; ПЦТ У-50; ПЦТ У-100; ЦТГ У 1,2-160, ЦТГ У 1,2-250	3,50	1,95 — 2,15	0,36	10	2,0 — 3,0	III	9 — 11
3,50	2,00 — 2,25	0,36	10	2,0 — 3,0	III	8 — 10
Шлаковые цементы:
ШПЦС-120, ШПЦС-200	2,9	1,78 — 1,82	0,43 — 0,40	12 — 14	1,0 — 1,5	II — III	10 — 13
Утяжеленные шлаковые цементы:
УШЦ 1-120, УШЦ 1-200	3,50	2,06 — 2,15	0,35	10	2,5 — 3,0	III	8,0 — 10
УШЦ 2-120, УШЦ 2-200	3,65	2,16 — 2,25	0,32	10	2,5 — 3,0	III	8,0 — 10

Таблица П6.6

Установки осреднительные и смесительно-осреднительные
(основные рабочие параметры)

Шифр установки	Вместимость резервуара, м³	Тип мешалки	Частота вращения валов мешалки, мин^-1	Наибольшая плотность обрабатыв. раствора, кг/м³
УО-16	16	Ленточная	22 — 25	2500
УО-25	25	-»-	22 — 25	2500
АСМ-25	25	Лопастная	70 — 80	2500
1УСО-20	20	Ленточная	22 — 25	2500
УОС-25	25	-»-	22 — 25	2200

1.1. Выбор насосных установок

Выбор установок НУ осуществляется по
требующейся полезной гидравлической мощности и с учетом характеристик по
производительности и давлению, обеспечивающих процесс цементирования на всех
стадиях.

Требующаяся полезная мощность N_п, л.с., определяется
по выражению

(1)

где P и Q
— давление на НУ, МПа, при соответствующей ему суммарной подаче жидкости в
скважину, дм³/с;

1,25 — коэффициент запаса к
гидравлической мощности N_г = f
(P, Q)

Величины P и Q
выбираются из гидравлической программы цементирования (прил. 4 к
Инструкции) по расчетному графику процесса. Для этого достаточно рассмотреть
две точки -максимальное Q и соответствующее ему P и
максимальное P и соответствующее ему Q на стадии
нагнетания продавочной жидкости (исключая определение давления «стоп»), на
которой, как правило, требуется максимальная гидравлическая мощность. Из двух
величин N^I_n и N^II_n для выбора НУ принимается большая N_n.

Собственно выбор типов НУ и их количества
из имеющихся на вооружении данного предприятия осуществляется следующим
образом.

Пользуясь табл. П6.1 — П6.4,
рассматривают возможность использования одного или двух типов НУ,
удовлетворяющих необходимым значениям P и Q.

Элементарной переборкой вариантов
определяется необходимое количество n_н установок НУ. Например. (1) Необходимое количество НУ
одного типа мощностью N_н
составит .
(2) Принимается одна установка мощностью N^I_n. Вычисляется необходимое количество НУ другого типа
мощностью N^II_n

и т.д.

В любом случае к выбранному общему
количеству НУ, округленному в большую сторону, принимается одна резервная.
Последняя может быть обвязана с цементировочной головкой для продавливания
верхней разделительной пробки.

1.2. Определение числа смесительных
установок

Такой расчет требуется для определения
числа самоходных СУ или в другом, например, вертолетном варианте.

Все расчетное количество тампонажного
материала по видам в этих случаях размещается, как правило, полностью в СУ.
Тогда общее требующееся число установок СУ, — n_c
составит

(2)

где G₁, G₂ —
расчетное количество тампонажных материалов по типам, т;

g —
вместимость бункера одной установки СУ, т.

По каждому типу цемента необходимое
количество СУ округляется в большую сторону. Исключения могут допускаться, если
потребуется догрузка небольшого количества материала в процессе затворения при
обеспечении безопасными загрузочными средствами и непрерывности процесса
цементирования.

2. Типовая схема
цементирования со стационарным комплексом цементировочного оборудования

Схема расположения и технологическая
обвязка комплекса представлены на рис. П6.1.

Такая схема является типовой для условий
массового бурения в Западной Сибири для кустовых и отдаленных разведочных
скважин.

Область применения такой схемы
характеризуется примерными данными таблиц П6.7 и П6.8.

Параметры гидровакуумного смесителя:

— диаметр и тип штуцера: 18 … 20 мм,
керамический;

— подача насоса на штуцер, дм³/с
— 15 … 18;

— давление воды перед штуцером, МПа — 4,0
… 6,0.

Осреднительные установки:

— тип мешалок — ленточные;

— вместимость, м³ — 25;

— число оборотов вала мешалки, мин^-1
— 22 … 25.

Порядок выполнения работ по
цементированию эксплуатационной колонны следующий.

Рис. П6.1 Состав комплекса цементировочного
оборудования, схема его расположения и обвязки

1, 2 — насосные установки УНР 1Р-400´40; 3, 4 — осреднительные установки УОС-25; 5 —
гидровакуумный смеситель; 6 — силос-накопитель; 7 — выкид смесителя; 8, 9 —
стеллажи для контейнеров с цементом; 10 — электротельфер; 11 — приемный
манифольд-коллектор; 12 — нагнетательный трубопровод; 13 — отвод к смесителю;
14 — трубопровод подачи воды от внешнего источника; 15 — трубопровод подачи
продавочной жидкости; 16 — 27 — дисковые затворы; 28 — 32 — краны напорного
манифольда; 33 — 34 — задвижки; 35 — 38 — краны напорной линии; 39 — 40 —
краны.

2.1. Приготовление жидкости
затворения

Открывают задвижку 33 и краны 39, 40. Из
внешнего источника подают воду в резервуары осреднительных установок 3 и 4.
Количество набранной воды должно соответствовать расчетному объему жидкости
затворения облегченного тампонажного раствора.

Учет жидкости осуществляют с помощью
мерных линеек, установленных в резервуарах. Затем заполняют водой мерные баки
насосных установок 1 и 2. Для этого открывают краны 35 — 38 и закрывают 39, 40.
После окончания набора воды закрывают задвижку 33. Включают мешалки в
резервуарах установок 3 и 4 и загружают в них глинопорошок. Ожидание роспуска
глины в воде зависит от сорта глинопорошка и продолжается 6 — 12 часов. При
этом мешалки включают периодически. Жидкость затворения для портландцементных
растворов готовят в мерных баках насосных установок. При использовании
хлористого кальция или других химреагентов для регулирования свойств раствора
загрузку их в баки производят за 2 — 3 часа до начала цементирования, затем
тщательно размешивают с помощью циркуляции через сбросовый отвод при открытых
кранах 29 и 32 и дисковых затворах 17, 18, 19, 22, 23, 24.

Таблица П6.7

Конструкция скважин	Сведения о тампонажном растворе	Наибольшее давление при цементировании, МПа	Наибольшая подача насосов, дм³/с
Назначение колонны	Диаметр долота, мм	Диаметр колонны, мм	Глубина спуска колонны, м	Высота подъема (столба) тампонажного раствора, м	Вид	Плотность, г/см³	Объем, м³
Направление		324 — 340	30 — 50	до устья	Портландцемент ГОСТ 1581-91	1,86	4 — 6	—	—
Кондуктор		245	500 — 650	до устья	Портландцемент ГОСТ 1581-96	1,86	18 — 20	до 4,0	20 — 22
Эксплуатационная колонна		146 — 168	2300 — 3200	до устья с заходом в башмак кондуктора	Портландцемент ГОСТ 1581-96	1,86	12 — 16	15 — 17	40 — 50
			Облегченный	1,55	40 — 46

Состав облегченного
тампонажного раствора: вода — 95 %, глина — 5 %

Таблица П6.8

Насосные установки, обозначенные на рис. П6.1	Тип установок	Диаметр плунжерного насоса, мм	Развив. давл., МПа	Идеальная подача, дм³/с	Полезная мощность, лс	Вместимость мерного бака, м³
Установка 1	УНБ 1Р-400´40	125	32,0	27,0	380	5,4
Установка 2	УНБ 1Р-400´40	110	40,0	21,2	380	5,4

2.2. Приготовление
облегченного тампонажного раствора

Открыть дисковые затворы 21, 25, 26 и
кран 31. Направить выкид смесителя 7 в сторону осреднительной установки 3.
Включить насос установки 2 и создать циркуляцию жидкости в системе
«осреднительная установка 3 — насос установки 2 — гидровакуумный смеситель 5 —
выкид смесителя 7 — осреднительная установка 3». Начать подачу цемента в
смеситель 5, используя тельфер 10 для подъема контейнеров и выгрузки из них
цемента в силос-накопитель 6, установленный над смесителем. Включить мешалку
осреднительной установки 3 и продолжить наработку раствора до получения
заданной плотности. При отсутствии плотномера или других автоматических средств
контроля замер плотности проводить традиционным методом каждые 3 минуты.

Затем приступить к наработке раствора в
резервуаре осреднительной установки 4. Для этого необходимо остановить насос 2,
направить выкид смесителя 7 в резервуар установки 4, закрыть дисковые затворы
25, 26 и открыть затвор 27. Создать циркуляцию
в системе «осреднительная емкость 4 — насос установки 2 — смеситель 5 — выкид
смесителя 7 — осреднительная установка 4». Наработку облегченного тампонажного
раствора осуществлять описанным выше способом.

2.3. Приготовление
портландцементного раствора

После завершения наработки облегченного
тампонажного раствора приступают к его откачке из резервуара установки 4. Для
этого останавливают циркуляцию, закрывают затвор 21, открывают затворы 25, 26 и
кран 28. Включают насос установки 1 и подают раствор в скважину. После откачки
раствора из резервуара установки 4 переключаются на откачку из резервуара
установки 3. Для этого открывают затвор 26 и закрывают затвор 25. Эту операцию
можно провести без остановки работы насоса установки 1. Без промедления
приступают к наработке портландцементного
раствора. Для этого закрывают затвор 27, открывают затворы 18, 19, 20, 22, 23 и
24, включают насос установки 2 и подают жидкость затворения из мерных баков в
гидровакуумный смеситель 5. Цемент подают в смеситель через бункер-накопитель 6
ранее описанным способом. По показаниям мерной линейки в резервуаре установки 4
следят за объемом поступающего раствора. И после достижения его расчетной
величины переходят на режим рециркуляции, т.е. открывают затворы 21 и 27,
закрывают затворы 22, 23, 24, 20, 19, 18 и продолжают подавать цемент до
получения заданной плотности раствора. Продолжительность операции приготовления
портландцементного раствора должна соответствовать времени откачки облегченного
раствора из резервуара установки 3. Для этого в случае необходимости меняют
режим работы насоса установки 1 или рециркулируют раствор.

Продолжительная циркуляция
портландцементного раствора через штуцер смесителя повышает его активность и
улучшает свойства.

Откачку портландцементного раствора
осуществляют в том же порядке, что и облегченного раствора из резервуара
установки 4.

2.4. Нагнетание продавочной
жидкости в скважину

В освободившуюся от раствора установку 3,
а затем и в установку 4 подают воду для обмыва мешалки, внутренних стенок и пр.

В это время установку 2 готовят к
продавке верхней разделительной пробки. Для этой цели открывают задвижку 34 и
закрывают задвижку 33. Прекращают подавать воду и в свободные отсеки мерных
баков установок 1, 2 подают продавочную жидкость. Оставшуюся в мерных баках
воду используют для промывки нагнетательного трубопровода от остатков
цементного раствора. После откачки портландцементного раствора в скважину останавливают
насос установки 1, закрывают затвор 16 и открывают затворы 17, 18, 19. После
отсоединения нагнетательного трубопровода от цементировочной головки промывают
его, для чего включают оба насоса. После этого подключают нагнетательный
трубопровод к крану головки, установленному над пробкой. Производят опрессовку
всей линии, открывают кран и при подаче 4-6 дм³/с насосом установки
2 подают жидкость, продавливая пробку в колонну. Затем подключают к работе
насосную установку 1 и осуществляют нагнетание продавочной жидкости в заданном
режиме до момента «стоп».

Примечание.
Стационарные комплексы цементировочного оборудования может изготавливать по
заказам потребителей ООО фирма Эскорт ЛТД г. Новочеркасск (б. з-д «Нефтемаш»).

3. Технология
приготовления высокостабильных тампонажных растворов

Данная технология исключает недостатки «традиционного»
способа затворения тампонажных растворов с использованием цементосмесительных
установок (СУ) и водоподающих насосов насосных установок (НУ).

Основные недостатки такой технологии
следующие. Низкая мощность водоподающего насоса и несовершенство смесительного
узла СУ не обеспечивают необходимую энергию для полного смешивания и смачивания
цемента жидкостью затворения. Это приводит к образованию агрегатированных
частиц цемента, большим колебаниям плотности раствора и снижению качества
тампонажного камня. При использовании частично скомковавшегося цемента или
утяжеленных цементов выход на необходимый режим затворения и необходимую
плотность раствора зачастую не удается. Значительно усложняется управление
одновременно работающими машинами.

Сущность усовершенствованной технологии
заключается в использовании насоса высокого давления НУ для подачи жидкости
затворения на стандартный гидровакуумный смеситель СУ при повышенном давлении и
возможность рециркуляции приготавливаемого раствора до полной его
гомогенизации.

На рис. П6.2 представлена
принципиальная схема обвязки цементировочного оборудования по осуществлению
данной технологии. Цементировочный агрегат 1 насосом высокого давления подает
жидкость затворения в гидросмеситель СУ 2 по нагнетательной линии высокого
давления 3. Подачу тампонажного материала в смесительное устройство следует
начинать после обеспечения стабильного режима работы водоподающего насоса.
Раствор, приготавливаемый цементосмесительным агрегатом 2, за счет кинетической
энергии струи рабочей жидкости затворения транспортируется по гидроэлеватору 4
диаметром 100 мм в осреднительную емкость 5. Когда в осреднительной емкости
накопится объем раствора 2 м³ и более заданных параметров,
приступают к откачиванию его в скважину одним или двумя цементировочными
агрегатами 6 и 7.

Приемные люки осреднительной емкости
оборудованы съемной сеткой, предупреждающей попадание в емкость посторонних
включений. Сита приводятся в движение (встряхиваются) кратковременными ударами
лопастей вала, обеспечивая свободное прохождение даже высоковязких пачек
цементного раствора. Емкость оборудована уровнеуказателем поплавкового типа и
патрубками с кранами, через которые производится отбор проб цементного раствора
для замера его плотности.

Отбор готового раствора из осреднительной
емкости производится через приемные патрубки, которые оборудованы донными
клапанами.

В зависимости от типа и плотности
приготавливаемого раствора по табл. П6.9 выбирают насадок
смесителя соответствующего диаметра и режим затворения (давление затворения).

Таблица П6.9

Тип тампонажного материала	Плотность, г/см³	Водосмесевое отношение	Диаметр насадка, мм	Давление нагнетания жидкости затворения, МПа
сухого материала	приготавливаемого раствора
Облегченный	2,65 — 2,81	1,45 — 1,60	0,90 — 1,10	15 — 18	2,5 — 3,5
Нормальный	2,90 — 3,15	1,78 — 1,90	0,45 — 0,55	13 — 15	3,5 — 5,5
Утяжеленный	3,45 — 3,60	1,96 — 2,25	0,31 — 0,35	10 — 12	5,0 — 8,0

Правильно выбранные насадок и режим затворения
позволяют сразу же выйти на приготовление раствора максимально допустимой
плотности из применяемого тампонажного материала.

В случае, если плотность накапливаемого в
осреднительной емкости тампонажного раствора окажется ниже проектного значения,
технология предусматривает возможность повышения плотности раствора методом
рециркуляции раствора с дополнительным вводом тампонажного материала.

Рис. П6.2. Принципиальная схема обвязки
цементировочного оборудования при повышенных давлениях затворения

1, 6, 7
— цементировочные агрегаты; 2, 8 — смесительные машины; 3, 9 — нагнетательный
высоконапорный трубопровод; 4 — гидроэлеватор; 5 — осреднительная емкость; 10 —
фильтр высоконапорный

К рис. П6.2. Высоконапорный фильтр.

1 —
корпус фильтра; 2 — фильтр; 3 — узел быстросвинчивающегося соединения; 4 —
линия высокого давления

Накопление раствора в осреднительной
емкости, а также возможность осуществления рециркуляции с дополнительным вводом
тампонажного материала или жидкости затворения позволяет приготавливать
растворы с заданными параметрами в пределах колебаний плотности ± 0,01 г/см³.

Способ приготовления тампонажных
растворов повышенной плотности заключается в следующем. Предварительно
приготовленный и аккумулированный в осреднительной емкости тампонажный раствор
пониженной плотности (см. рис. П6.2) отбирается цементировочным агрегатом 7 и
подается на смеситель СУ 8, бункер которого загружен или утяжеляющей добавкой
(барит, песок и т.п.), или тампонажным материалом, на котором готовится
раствор. Затворение ведут цементировочным насосом на повышенных режимах
(давление затворения 5,0 — 8,0 МПа). Утяжеленный раствор за счет кинетической
энергии рабочего раствора транспортируется по гидроэлеватору обратно в
осреднительную емкость, где он перемешивается, осредняется и доводится до
заданной плотности. Раствор, выведенный на расчетные параметры, откачивают в
скважину.

Технология приготовления тампонажных растворов без
предварительного смешивания сухих компонентов

На рис. П6.3 представлена
принципиальная схема обвязки цементировочного оборудования. В воронку 1
одновременно из бункеров 2 цементосмесительных машин 2 и 3 подают цемент и
добавку (золу, барит, песок, бентонит и т.п.). Соотношение компонентов
регулируют скоростью разгрузочных шнеков каждой машины. Соотношение компонентов
может быть подобрано любое: 1:1; 2:1; 3:1 и др.

Одновременно с подачей сухих компонентов
в воронку подают жидкость затворения цементировочным насосом агрегата (4).
Жидкость затворения подают при давлении 5,0 — 8,0 МПа, что создает в воронке
оптимальное разрежение при установке в гидросмесительном устройстве насадок
диаметром 12 — 13 мм.

Приготовленный в гидросмесителе раствор
за счет кинетической энергии затворяющей жидкости транспортируется по гидроэлеватору
5 в осреднительную емкость 6, откуда цементировочными агрегатами откачивается в
скважину.

Продолжительность перемешивания
приготовленного раствора в осреднительной емкости осуществляют до момента,
когда повторные замеры плотности проб раствора, отобранные из различных мест
емкости, не разнятся на величину ± 0,01 г/см³.

Объем приготавливаемого раствора должен
полностью разместиться в осреднительной емкости (одной или нескольких).

Контроль за составом тампонажного
раствора осуществляется по конечному расходу компонентов (вяжущее, добавка и
жидкость затворения) на каждую осреднительную емкость. Расход материалов должен
соответствовать расчетному объему цементного раствора.

Примечание.
Спецворонка (поз. 1 на рис. П6.3) представляет собой стандартное
гидросмесительное устройство СУ с увеличенной воронкой для размещения
одновременно работающих на нее двух машин.

4.
Особенности приготовления облегченных тампонажных растворов на основе
тампонажного цемента и порошкообразных глин

4.1. Могут применяться два способа
приготовления облегченных тампонажных растворов.

4.1.1. По первому способу используется
приготовленная на специальных смесительных установках сухая смесь в заданном
соотношении «тампонажный цемент — глинопорошок», которая затем затворяется
жидкостью затворения (вода с растворенными химреагентами).

4.1.2. По второму способу вначале
приготавливается из глинопорошка глинистая суспензия заданной плотности, а
затем на полученной суспензии затворяется цемент.

4.1.3. Первый способ предпочтительнее,
когда используются немодифицированные глинопорошки с выходом раствора не менее
16 м³/т. Однако по этому способу требуются специальные смесительные
установки.

4.1.4. Второй способ необходимо
использовать, когда применяются модифицированные глинопорошки или отсутствуют
установки для приготовления сухих смесей.

4.2. Технология приготовления и
закачивания облегченного раствора по первому способу не отличается от
технологии приготовления тампонажного раствора из стандартных тампонажных
цементов.

4.3. Технология приготовления
облегченного тампонажного раствора при использовании в качестве жидкости
затворения глинистой суспензии следующая.

Предварительно в лаборатории
разрабатывается рецептура облегченного тампонажного раствора для конкретных
условий.

4.3.1. Готовится водная суспензия с
концентрацией глинопорошка, заведомо выше требуемой для приготовления
облегченного тампонажного раствора. По опыту установлено, что достаточно приготовить
10 % суспензию. Суспензия оставляется на сутки с периодическим перемешиванием
для более полной диспергации глинопорошка. Замеряются плотность и вязкость по
СПВ-5 полученной суспензии. Эти показатели затем потребуются для контроля
приготовления суспензии на буровой.

4.3.2. Проба тампонажного цемента
затворяется на разбавленной водой суспензии, например, в соотношении 1:1 и
замеряются растекаемость и плотность раствора. Растекаемость раствора должна
быть в пределах 180 — 220 мм, плотность — заданная. Если плотность раствора
отличается от заданной более, чем на 0,03 г/см³, или растекаемость
раствора не входит в указанные пределы, изменяются или соотношение
вода:глинистая суспензия, или водосмесевое отношение, или оба эти показателя.
Процедура повторяется до тех пор, пока не будут получены требуемые значения
растекаемости и плотности облегченного раствора.

4.3.3. Производится подбор необходимого
времени загустевания облегченного раствора за счет ввода соответствующих химических
реагентов. При этом растекаемость растворов может измениться и выйти за пределы
допустимых значений. Вновь производится корректировка рецептуры.

4.3.4. После подбора рецептуры раствора
составляется последовательность приготовления жидкости затворения на буровой:
последовательность растворения химреагентов в воде и смешения их с глинистой
суспензией. Порядок приготовления жидкости затворения на буровой должен
соответствовать приготовлению ее в лаборатории. При подборе рецептуры раствора
и приготовлении жидкости затворения должна использоваться вода, отобранная на
буровой.

4.4. Вместе с рецептурой облегченного
тампонажного раствора на буровую направляется и порядок приготовления жидкости
затворения. Указываются промежуточные значения плотности глинистой суспензии,
объем и концентрация смешиваемых водных растворов химреагентов и глинистой
суспензии и конечная плотность и вязкость полностью приготовленной жидкости
затворения. Последние показатели являются контрольными для характеристики
жидкости затворения.

4.5. Заранее приготовленную глинистую
суспензию смешивают с химически обработанной водой только перед началом
цементирования!

Рис. П6.3. Принципиальная схема обвязки
цементировочного оборудования при приготовлении тампонажного 2-компонентного
раствора

1 —
спецворонка; 2 — смесительная машина (цемент); 3 — смесительная машина (зола);
4, 7 — цементировочные агрегаты; 5 — гидроэлеватор; 6 — осреднительная емкость;
8 — водяная емкость; 9 — фильтр высоконапорный

5. Технологические схемы
организации и управления процессом цементирования аэрированными тампонажными
системами

Основные технологические схемы приведены
в РД 39-2-1232-84.

В качестве примера на рисунке
представлена типовая схема, широко апробированная в Тюменском регионе. Схема
предусматривает обязательное применение осреднительной установки (рис. П6.4).

В одном из баков насосной установки ЦА
(14) в 3 м³ воды растворяют 10 л пенообразователя и 3 кг НТФ (ОЭДФ).
ЦА (8) обвязывается со смесительной установкой СУ (7). Процесс цементирования
начинается с закачивания ЦА (14) двухфазной аэрированной буферной жидкости с
производительностью 0,42 — 0,60 м³/мин. Одновременно включается в
работу компрессор СД-9/101 (УКП-80) (4). Число оборотов вала двигателя
компрессора устанавливается равным 110 об/мин. Не прерывая процесс, после
закачивания первых 3 м³ буферной жидкости с помощью ЦА (8) и СУ (7)
начинают приготовление трехфазной буферной жидкости с исходной плотностью 1100
— 1250 кг/м³ и подачу ее в блок манифольдов (6). Одновременно ЦА
(15) начинает подавать с расчетной производительностью раствор пенообразователя
и замедлителя по нагнетательной линии в манифольд БМ (6). Компрессор продолжает
работу. После откачивания половины трехфазной буферной жидкости (3 м³)
ЦА (12 и 10) начинают приготовление и подачу в осреднительную емкость (13)
цементного раствора нормальной плотности, где он доводится до требуемой
плотности. Непосредственно по окончании подачи буферной жидкости установкой ЦА
(8) установкой (14) начинают отбирать из осреднительной емкости (13) цементный
раствор и подавать его в БМ (6). Компрессор (4) отключают на время закачивания
реперной пачки тампонажного раствора, объем которой определяют по расчету. В
это время СУ (7) перемещается на резервную позицию. ЦА (8) подключается к
откачиванию цементного раствора из осреднительной емкости (13). С помощью СКЦ
(3) производительность ЦА (8) и ЦА (14) выводится на заданную 1,0 — 1,2 м³/мин.
После закачивания реперной пачки включается в работу компрессор (4), обороты
которого устанавливаются в зависимости от выбранной степени аэрации.
Продуктивная зона цементируется без аэрации тампонажного раствора. Необходимый
объем тампонажного раствора закачивается при остановленных ЦА (15) и
компрессоре (4). В ЦА (15) в это время набирают продавочную жидкость.
Продавливание цементного раствора начинают установкой ЦА (15), затем подключают
ЦА (14) и ЦА (8).

Рис. П6.4. Типовая схема цементирования аэрированным
тампонажным раствором

Приложение 7

СОГЛАСОВАНО

Представитель Госгортехнадзора

____________________________

«___» _________________ ____ г.

Представитель
Противофонтанной службы

___________________________

«___» _________________ ____ г.

УТВЕРЖДАЮ

Главный инженер

_____________________________

Наименование буровой
организации

_____________________________

«___» _________________ ____ г.

АКТ
о готовности буровой установки к креплению скважины

Состав комиссии:

Председатель (главный, старший механик)
___________________________________

Ф. И. О.

Члены комиссии:

прораб-вышкомонтажник
_________________________________________________,

Ф. И. О.

электромеханик _________________________________________________________,

Ф. И. О.

руков. бур. бригады
______________________________________________________.

Ф. И. О.

На скв.
_________________________________________________________ площади «___»
_________________ ____ г. произведена проверка состояния фундаментов,
оснований, узлов вышки, бурового оборудования (подъемного, силового,
насосного), противовыбросового оборудования, КИП, котельной установки,
коммуникаций пароводоснабжения, энергообеспечения, связи и др.

В результате осмотра и проверки
комиссия считает возможным спуск и цементирование обсадной колонны диаметром
_________ мм на данном оборудовании в соответствии с Планом работ на
крепление скважины.

Замечания и особые отметки комиссии
______________________________________

________________________________________________________________________

Акт составлен в ____ экз. и направлен в
_____________________________________

Председатель
_______________________ Ф. И. О.

Члены
комиссии
_____________________ Ф. И. О.

Приложение 8

УТВЕРЖДАЮ

Главный инженер

_____________________________

Наименование буровой
организации

_____________________________

«___» _________________ ____ г.

АКТ
о подготовке обсадных труб для крепления скважины №
площади _____________

Основание: Задание
______________________________________________________

Наименование буровой организации, должность

___________________________________________
«___» _________________ ____ г.

Ф. И. О. утвердившего задание
_____________________________________________

Председатель комиссии
___________________________________________________

Ф. И. О.

Начальник (директор)

БПО (трубной базы).
_____________________________________________________

Ф. И. О.

________________________________________________________________________

Наименование организации

Члены комиссии:

________________________________________________________________________

Должность, Ф. И. О.

________________________________________________________________________

Должность, Ф. И. О.

В период с _________
____ г. по _________ ____ г. произведена подготовка обсадных труб и
переводников: _______________________________________________

________________________________________________________________________

Перечислить виды работ и инструментального контроля

на территории
___________________________________________________________

Трубы доставлены на скважину «___»
____________ 19 ___ г.

Трубы подготовлены в соответствии с
Заданием и пригодны для крепления скважины.

Ведомость на комплект подготовленных
труб прилагается.

Акт составлен в ____ экз. и передан
_________________________________________

указать получателей

Председатель
_______________________ Ф. И. О.

Члены
комиссии
______________________ Ф. И. О.

Приложение
к Акту о подготовке обсадных труб

От «___»
________________ ____ г.

ВЕДОМОСТЬ
на обсадные трубы и переводники, предназначенные для комплектования обсадной
колонны на скв. № ______________________________ площади

Маркировочный номер, присвоенный трубной базой	Наружный диаметр, мм	Группа прочности стали	Толщина стенки, мм	Длина трубы, м	Завод-изготовитель, фирма	ГОСТ, ТУ, стандарт	Заводской номер трубы	Дата выпуска	Давление гидроиспытания, МПа
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10

________________________________	___________________	_____________________
Должность лица, ответственного за проверку и подготовку труб, наименование предприятия (цеха) и его подчиненность	подпись	Ф. И. О

«___»
_________________ ____ г.

Приложение 9

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ВЫБОРУ БУФЕРНЫХ ЖИДКОСТЕЙ
(систем)

1. Типы буферных жидкостей

Выбор типов буферных жидкостей (БЖ)
осуществляется с учетом исходной горно-геологической информации по табл. П9.2.

Ниже представлены наиболее часто
применяемые составы БЖ, их параметры и свойства, область применения, способы
приготовления.

1.1. Низковязкие буферные жидкости

Низковязкие БЖ, кроме основной своей
функции разделения бурового и тампонажного растворов, способствуют повышению
степени вытеснения бурового раствора тампонажным и смыву рыхлой части глинистой
корки.

1.1.1. Вода

Воду в качестве буферной жидкости
рекомендуется применять при цементировании скважин с устойчивыми породами.

При использовании утяжеленных буровых
растворов применять в качестве буферной жидкости воду, во избежание выпадения
утяжелителя в осадок, запрещается.

1.1.2. Моющие буферные жидкости на водной
основе

1.1.2.1. БЖ на основе ПАВ (сульфонол,
дисольван, CMC) и добавок к ним применяют для улучшения смыва
остатков бурового раствора и рыхлой части фильтрационной корки.

1.1.2.2. Моющая БЖ МБП-М-100 (рецептура
НПО «Бурение») на основе смеси полифосфатов (ГМФNa и ТПФNa) и
неонола (оксиэтилированного алкилфенола со степенью оксиэтилирования 12 — 25)
обладает высокой устойчивостью моющего действия в условиях глинонасыщения, что
обеспечивает эффективную очистку заколонного пространства от остатков бурового
раствора.

Приготавливают моющую БЖ в мерниках
цементировочных агрегатов (ЦА) из расчета на 1 м³ технической воды
0,5 % смеси полифосфатов и 0,5 % неонола АФ-12 или АФ-25.

1.1.3. Моющие буферные жидкости на
нефтяной основе

БЖ на нефтяной основе необходимо
использовать лишь в тех случаях, когда бурение осуществляется на
нефтеэмульсионных буровых растворах или ствол скважины цементируется
нефтеэмульсионными тампонажными растворами.

Моющие БЖ на нефтяной основе
приготавливаются из нефтепродуктов (дизтопливо, нефть) и эмульсий типа
«вода-дизтопливо», «дизтопливо-ПАВ».

БЖ на нефтяной основе способствует
улучшению условий турбулизации в зоне смешения их с буровым раствором и
увеличению коэффициента вытеснения.

1.2. Структурированные буферные жидкости

Структурированные БЖ с низкой водоотдачей
предназначены для цементирования скважин, при бурении которых используются
утяжеленные буровые растворы, с целью исключения образования седиментационных
пробок или смешивания их между собой, а также для цементирования скважин с низкими
значениями градиентов пластового давления (АНПД), неустойчивыми глинистыми
породами и наличием пластов с высокой проницаемостью.

Представителями этого класса БЖ являются
растворы, получаемые из порошкообразных материалов: МБП-С-100, БП-100, БП-150,
БПС-170.

1.2.1. Материал БП-100 представляет собой
порошкообразную смесь, состоящую из 88,5 % лигнина, 10 % кальцинированной соды
и 1,5 % КМЦ-600.

БЖ готовится путем смешения БП-100 с
водой при массовом соотношении БП-100 и воды 1:3 с последующим доутяжелением в
случае необходимости. Исходная водоотдача БЖ после перемешивания в течение 1
часа не превышает 15 см³/30 мин по прибору ВМ-6 при вязкости по
СПВ-5 20 — 25 с.

Буферная жидкость из БП-100 пригодна для
разделения всех типов буровых растворов на водной основе с минерализацией до 1
% при температуре 0 — 100 °С.

Плотность БЖ регулируется в пределах 1020
— 2100 кг/м³.

1.2.2. Материал буферный порошкообразный
БПС-170 предназначен для получения термосолестойкой БЖ с регулируемой
плотностью от 1050 до 2100 кг/м³, служащей для разделения различных
по составу и плотности тампонажных и буровых растворов и эффективного
вытеснения их из скважин с динамической температурой от 0 до 170 °С.

БПС-170 — порошкообразный материал, получаемый
совместным перемешиванием кальцинированной соды, лигнина,
карбоксиметилцеллюлозы, нитрилотриметилфосфоновой кислоты и пенозола.

БЖ из порошкообразных материалов
приготавливается с помощью гидромешалок, фрезерно-струйных мельниц,
цементировочной техники, а также гидравлических диспергаторов типа «струя в
струю»; последние позволяют значительно ускорить приготовление жидкости и
повысить ее качество.

БЖ типа БП можно утяжелять баритом или
другим гидрофильным утяжелителем непосредственно перед началом цементирования.

1.2.3. Порошкообразный материал
МБП-С-100.

МБП-С-100 разработан на основе компаунда,
состоящего из смеси УЩР, КМЦ и НТФ. Для приготовления БЖ используется 10 %
раствор МБП.

Раствор МБП-С-100 может приготавливаться
непосредственно перед цементированием. На 1 т порошка берется 954 кг УЩР, 45 кг
КМЦ и 1 кг НТФ.

По показателям БЖ из МБП-С-100 должна
соответствовать следующим основным требованиям:

— вязкость — 20 — 25 с по СПВ-5;

— плотность — 1040 — 2000 кг/м³
(регулируется введением гидрофильного утяжелителя);

— водоотдача — 20 см³/30 мин
по прибору ВМ-6.

1.3. Вязкоупругие буферные жидкости.

Для цементирования наклоннонаправленных
скважин, интервалов повышенной кавернозности и желобов, пластов, склонных к
интенсивному поглощению, предназначены вязкоупругие БЖ (ВУБЖ) на водной основе.
Объем ВУБЖ для цементирования скважин составляет 1 — 2 м при плотности 1030 —
2160 кг/м³.

1.3.1. ВУБЖ (рецептура НПО «Бурение»)
вязкостью 150 — 200 с по СПВ-5 приготавливают в мерниках ЦА из расчета ввода
1,5 — 2,0 % порошкообразного ПАА, растворяемого в подогретой до 30 — 40 °С
воде, в которую предварительно вводят 2 % поваренной соли (NaCl)
и 2 % сульфитно-дрожжевой бражки (СДБ). Время гелеобразования регулируют
добавлением 0,8 — 1 % бихромата натрия (Na₂Cr₂O₇), который предварительно растворяют в 15 — 20 л воды
и вводят при круговой циркуляции в течение 20 мин перед закачиванием в
скважину.

Применяется при температурах до 100 °С.

1.3.2. ВУБЖ (рецептура
ВолгоградНИПИнефти) приготавливают в мерниках ЦА при расходе на 1 м³
1 %-ного раствора ПАА, 0,125 м³ флотореагента Т-66 и 0,025 м³
10 %-ного раствора глинозема Al₂(SO₄)₃. Перемешивают состав при круговой
циркуляции в течение 5 — 10 мин и закачивают в скважину непосредственно перед
затворением тампонажного раствора.

1.4. Аэрированные буферные жидкости

Аэрированная БЖ представляет собой
суспензию, состоящую из воды, кварцевого песка, цемента, поверхностно-активного
вещества и газа (воздуха).

Для приготовления БЖ на 1 м³
технической воды расходуют 500 кг песка, 300 кг портландцемента, 5 кг ПАВ
(сульфонол, мылонафт, изолят А и др.). Многофазную систему аэрируют. Степень
аэрации должна быть в пределах 10 — 20. Объем газовой фазы рассчитывают, исходя
из учета забойной температуры, давления и плотности бурового раствора.
Приготавливают аэрированную буферную жидкость с помощью ЦА, СМН и компрессора.

Применяются в интервале температур 0 — 60
°С.

1.5. Эрозионные буферные жидкости

Применение водопесчаных эрозионных БЖ
целесообразно при цементировании скважин, ствол которых имеет большие каверны
или желобные выработки.

Добавление в воду кварцевого песка в
пределах 400 кг на 1 м³ способствует турбулизации потока при низких
скоростях продавливания продавочной жидкости и делает БЖ абразивной для
глинистой корки.

Плотность БЖ — в пределах 1200 — 1400
кг/м³.

Температурная область применения — 0 — 50
°С.

Стабилизация твердой фазы в жидкости
достигается добавкой КМЦ и цемента. Дозировка их подбирается лабораторным
анализом по скорости оседания частиц в суспензии.

Так, при добавке в водопесчаную смесь
портландцемента и КМЦ соответственно в пределах 150-200 кг и 1 кг на 1 м³
скорость оседания твердой фазы не превышает 20 см/мин, что удовлетворяет
условиям применения БЖ.

Эрозионные БЖ готовятся с помощью СМН,
воронки-смесителя или непосредственно в приемном чане ЦА.

При первом способе приготовления
водопесчаной смеси песок загружается механически, при двух последующих —
вручную.

Дозируется твердая фаза подбором режимов
работы ЦА и СМН или специальным дозаторным устройством.

1.6. Водные растворы солей

БЖ на основе водных растворов солей NaCl,
CaCl₂ и других
характеризуются относительно высокими плотностями по сравнению с водой и
нефтепродуктами. Особенно эффективно применение подобных жидкостей в
геологических разрезах с наличием солевых отложений.

В любом случае такие БЖ способствуют
удалению фильтрационной корки бурового раствора за счет предварительного ее
обезвоживания.

Плотности водных растворов солей могут
изменяться в диапазонах от 1000 до 1200 кг/м³ для растворов NaCl;
от 1000 до 1400 кг/м³ для растворов CaCl₂; от 1000 до 1570 кг/м³ ZnCl₂ и т.д.

Работоспособны при температурах до 100
°С.

1.7. Растворы кислот.

Растворы кислот, как буферная жидкость,
предназначены для удаления фильтрационной корки и остатков бурового раствора со
стенок скважины в интервале продуктивного пласта. Рекомендуются к применению
при цементировании скважин, к изоляции которых предъявляются особо высокие
требования. Это относится, в частности, к скважинам, пробуренным с промывкой
карбонатно-глинистым раствором на нефтяных месторождениях, имеющих водоплавающую
залежь, или в случаях, когда нефтеносный пласт отделен от водоносного
пропластком пород малой мощности. Объем БЖ для разрушения фильтрационной корки
должен быть не менее объема кольцевого пространства скважины в интервале
продуктивного пласта, но не более [V_б.ж.].

Применяют 8 — 15 %-ный раствор соляной
кислоты или водный раствор сульфаминовой кислоты 20 %-ной концентрации.

Плотность БЖ — в пределах 1100 — 1200
кг/м³.

Применяются при температурах до 90 °С.

При применении растворов кислот в
качестве БЖ порядок работ следующий:

— закачивают вязкоупругий разделитель в
объеме, соответствующем 6-10 м высоты затрубного пространства;

— закачивают и продавливают раствор
кислоты в интервал продуктивного пласта;

— в течение 15 — 30 мин раствор кислоты
оставляется в покое для обеспечения реакции с карбонатами фильтрационной корки;

— закачивают и продавливают цементный
раствор по обычной технологии.

В качестве тампонажных растворов в этом
случае рекомендуется применять пластифицированные цементные или
цементобентонитовые растворы с пониженным показателем фильтрации.

1.8. Комбинированные
буферные жидкости.

1.8.1. Комбинированная БЖ с
тампонирующими свойствами (РТС).

Комбинированная БЖ с тампонирующими
свойствами применяется при цементировании скважин, пробуренных в
высокопроницаемых породах с низкими градиентами пластовых давлений и в
диапазоне температур 0 — 50 °С. Применяется для предупреждения аномального
роста продавочного давления в результате обезвоживания тампонажных растворов на
проницаемых стенках ствола скважины при цементировании.

Комбинированная БЖ с тампонирующими
свойствами (РТС) включает 6 — 10 %-ный водный раствор сернокислого алюминия Al₂(SO₄)₃
или техническую воду объемом 10 — 12 м³, затем раствор РТС объемом 5
— 10 м³. Раствор Al₂(SO₄)₃ выполняет роль коркоудаляющего агента,
раствор РТС обеспечивает формирование на стенках скважины тонкой затвердевшей
корки с повышенными адгезионными свойствами.

Водные растворы Al₂(SO₄)₃
и РТС готовят с помощью ЦА в период подготовительных работ к цементированию
колонн и закачивают последовательно.

Таблица П9.1

Состав и основные параметры
РТС

Состав, кг	Параметры
Цемент	Глинопорошок	Вода	КМЦ	Na₂СО₃	Плотность, кг/м³	Вязкость, с	Водоотдача, см³/30 мин
400	100	1000	10,0	20	1280	22	14
400	200	1000	7,5	20	1300	27	12

1.8.2. Комбинированная
буферная жидкость с вязкоупругим разделителем.

Обладает наряду с высокими вытесняющими
вымывающими свойствами.

Применение вязкоупругого разделителя в
значительной мере предохраняет смешение жидкой фазы комбинированной БЖ с
буровым раствором.

Комбинированная БЖ состоит из
вязкоупругого разделителя в головной части и любой из перечисленных выше БЖ — в
остальной.

Последовательность операций:

— в обсадную колонну закачивается
вязкоупругий разделитель из расчета 20 — 25 м длины кольцевого пространства;

— в скважину подается расчетный объем БЖ
любого состава, приемлемого в данном районе.

Использование БЖ с вязкоупругим
разделителем целесообразно и эффективно в скважинах, осложненных кавернами и
желобами.

1.9. Специальные буферные жидкости

К специальным БЖ относятся химически
активные жидкости, способные отверждать глинистую корку или сами отверждаться
при оставлении их в заколонном пространстве скважины. Это, как правило,
различные полимерные составы, водные растворы сернокислого алюминия, хлористого
кальция и др.

1.10. Незамерзающие буферные жидкости

Незамерзающую БЖ, состоящую из 30 %-ного
раствора диэтиленгликоля в воде и кварцевого песка с размером зерен 0,1 — 0,15
мм в концентрации 40 г/л (температура замерзания такой суспензии примерно минус
30 °С), приготавливают непосредственно на буровой перед цементированием скважины.
Для этого в мерную емкость ЦА подают необходимое количество воды и смешивают с
100 % диэтиленгликолем в соотношении 7:3. Затем на приготовленном водном
растворе диэтиленгликоля с помощью цементосмесителя непосредственно перед
затворением тампонажного раствора затворяют песчаную суспензию и закачивают в
скважину.

2. Расчет необходимого объема и плотности выбранного
типа буферной жидкости

Определение необходимого для
цементирования объема БЖ производится, исходя из следующих положений.

2.1. Гидростатическое
давление составного столба бурового раствора и БЖ должно превышать пластовое
давление в пласте с наибольшим модулем градиента пластового давления
цементируемого интервала.

2.2. Для кондукторов, промежуточных, в том числе
секционных колонн, ниже которых не ожидается вскрытия газовых и
газоконденсатных, а также водоносных и нефтяных пластов с АВПД, необходимо
принимать объем буферной жидкости из расчета заполнения затрубного пространства
протяженностью 150 — 200 м.

2.3. Для кондукторов,
промежуточных, в том числе секций и потайных колонн, ниже которых ожидается
вскрытие газовых и газоконденсатных пластов независимо от АВПД, а также
водоносных и нефтяных пластов с АВПД, объем БЖ принимается из расчета
прохождения ее через башмак колонны в течение 8 — 10 мин при турбулентном
течении и 10 — 15 мин при структурном (пробковом) течении, но не менее 150 —
200 м по длине затрубного пространства.

2.4. Для
эксплуатационных колонн объем БЖ принимается по п. 2.3 относительно кровли флюидонасыщенного горизонта.

2.5. При вскрытых флюидонасыщенных
пластах необходимо проверять условие

V_б.ж. £ [V_б.ж.],

где V_б.ж. — необходимый объем БЖ, м³,

[V_б.ж.] — максимально допустимый объем БЖ, м³.

где r_б.р., r_б.ж. — плотности бурового раствора и буферной жидкости,
кг/м³;

DP — величина
репрессии при бурении, Па, установленная согласно «Правилам безопасности в
нефтяной и газовой промышленности», 1988 г.

DP
= h · r_б.р. · g — P_пл.,

где h — глубина
кровли пласта, м;

Р_пл. — пластовое давление, Па;

g —
ускорение свободного падения, м/с²;

a — средний угол наклона ствола скважины в интервале
расположения буферной жидкости после полного выхода ее из башмака колонны;

S_k — площадь сечения затрубного пространства, м².

2.5.1. При невыполнении неравенства:

— рассматривается возможность увеличения
плотности БЖ принятого типа, при необходимости — до плотности равной r_б.р.;

— при невозможности увеличения плотности
БЖ до необходимой принимается объем БЖ, равный [V_б.ж.].

Примечание:
1. Если по п. 1.8
настоящего приложения принята комбинированная БЖ, в расчете величины [V_б.ж.] принимается r_б.ж., как средневзвешенная
по длине интервала затрубного пространства, заполняемого всей жидкостью.

2. По п.п. 2.1 — 2.4 необходимый объем БЖ
рассчитывается для условия применения нижней разделительной пробки. В других
случаях объем БЖ должен быть увеличен из расчета увеличения ее столба на
10-15%, если при этом необходимый объем БЖ не превышает [V_б.ж.].

Таблица П9.2

Области применения буферных
жидкостей

Геолого-технические условия проводки скважин	Буферные жидкости (БЖ)
Низковязкие буферные жидкости	структурированные БЖ БП-100, БПС-170, МБПС-100	вязкоупругие БЖ	аэрированные БЖ	эрозионные БЖ	водные растворы кислот	водные растворы солей	специальные комбинированные БЖ	незамерзающие БЖ
вода	моющие БЖ на водной основе МБП-М-100	моющие БЖ на нефтяной основе
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1. Устойчивые породы, не подверженные набуханию под действием воды	+	+
2. Пласты с АВПД				+	+
3. Неустойчивые породы, склонные к обвалам и осыпям при воздействии на них воды				+	+				+
4. Наличие поглощений бурового раствора					+	+				+
5. Многолетнемерзлые породы											+
6. Сильно кавернозные стволы и наклонные скважины					+		+		+
7. Промывка скважин нефтеэмульсионными буровыми растворами			+
8. Разрез, характеризующийся карбонатными породами								+

К
приложению 9

________________________________________________________________________

Наименование бурового предприятия — заказчика рецептуры

РЕЦЕПТУРА
буферной жидкости

«___» ________ ____
г.

Лаборатория
___________________________________________________________

Наименование лаборатории и предприятия

Скважина №
____________________________________________________________

площадь (месторождение), наименование обсадной колонны

Диаметр ________ мм. Интервал спуска
_______ м. Интервал цемент. _________ м

Температура: Геостатическая __________
°С на глубине __________ м.

После ___ ч без
промывки _____________ °С на глубине __________ м

№ пп.	НАИМЕНОВАНИЕ	ПОКАЗАТЕЛИ БЖ
I	II
1.	Вид БЖ
2.	Состав 1 м³ с указанием ед. измерения
3.	Плотность, кг/м³ измеренная
4.	Водоотдача см³/30 мин по __________ прибор при DP = кгс/см²,
5.	Условная вязкость по СПВ-5, с
6.	h, МПа t₀, дПа
7.	Условия испытания
	— температура, °С;
	— давление, МПа

Примечание. Указать способ,
последовательность приготовления БЖ и др. особенности

Зав. Лабораторией _______________________
Ф. И. О.

Лаборант _____________________
Ф. И. О.

Приложение 10

К РАСЧЕТУ ЦЕМЕНТНЫХ МОСТОВ

1. Основные требования по выбору
интервалов установки изоляционных мостов, их высот и характеристик
регламентированы РД
08-71-94 «Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и
оборудования их устьев и стволов». При выборе типов цементов и рецептур
тампонажных растворов необходимо также руководствоваться требованиями разд. 5 и 6 настоящей
Инструкции и прил. 3. Это также распространяется на мосты для
забуривания второго ствола.

Для мостов при ликвидации поглощений или
флюидопроявлений в процессе углубления скважины требования к типу цемента по
статической температуре и коррозионной стойкости не обязательны.

Расчет высоты цементного моста для забуривания второго
ствола

2. Высота цементного моста H,
м принимается равной наибольшей величине, рассчитанной по формулам

(1)

где Q —
максимальная заданная механическая нагрузка на мост при испытании на несущую
способность, кН;

D —
осредненный диаметр скважины в интервале установки моста, м;

DP
— максимальная депрессия (репрессия) на мост при испытании или вследствие
взаимодействия между пластами под и над мостом с различными градиентами
давлений, кПа;

t — допустимые касательные напряжения сдвига моста,
кН/м²;

grad P — начальный градиент фильтрации тампонажного камня,
кПа/м.

Величины grad P и t для случаев применения буферной жидкости и портландцемента
ориентировочно составляют соответственно в обсаженной скважине 2000 и 500, в
открытом стволе — 1000 и 50; могут уточняться для других случаев
экспериментально.

Расчет глубины установки заливочных труб при установке
моста в поглощающей скважине

3. При статическом уровне промывочной
жидкости ниже устья при отсутствии циркуляции

(2)

где l_з — глубина установки заливочных труб, м;

l_м —
проектная глубина подошвы моста, м;

h —
глубина статического уровня по данным бурения, м;

H — проектная высота цементного моста, м;

r_ц, r_ж —
соответственно плотности цементного раствора и промывочной жидкости, кг/м³
(наличием буферной жидкости в первом приближении пренебрегаем);

q, t — интенсивность поглощения при продавливании
цементного раствора в затрубное пространство, м³/с, и
продолжительность продавливания, с, соответственно.

4. При наличии избыточного давления DР_п, начала
поглощения после остановки циркуляции.

4.1. При отсутствии поглощения в процессе
продавливания тампонажного раствора и соблюдении условия

(3)

заливочные трубы устанавливаются на
глубине l_з = l_м.

Здесь g —
ускорение свободного падения, м/с².

4.2. При наличии поглощения и соблюдении
условия (3)

(4)

Значения q и DР_п определяются по
наблюдениям в процессе бурения скважины.

Установка баритовой пробки при ликвидации
газонефтеводопроявлений в скважине

5. Высота баритовой пробки h_б, закачиваемой перед
установкой цементного моста для проведения работ по ликвидации ГНВП,
рассчитывается по приближенной формуле

(5)

где DР_г — избыточное давление, МПа, необходимое для
уравновешивания пластового давления и гидростатического давления столба
бурового раствора в скважине.

При h_б < 60 м по (5) принимается h_б = 60 м.

6. Рецептура баритовой пробки и
количество материалов для приготовления 1 м³ суспензии выбирается из
табл. П10.1.

7. Объемы тампонажного раствора V_ц, м³, и
продавочной жидкости V_п, м³,
для установки цементного моста рассчитываются по уточненным формулам

V_ц = 0,785HD² + V_з(0,02 + С₁
+ С₂ + С₃), (6)

(7)

где V_з — объем заливочных труб, м³;

С₁ —
коэффициент «потерь» тампонажного раствора на стенках труб;

С₂, С₃
— коэффициенты «потерь» тампонажного раствора на смешивание с контактирующими
жидкостями

Таблица П10.1

Плотность, кг/м³	Вода, м³	Барит, кг	Триполифосфат натрия, кг	Объем осевшей баритовой пробки, м³
1850	0,74	1120	1,12	0,44
2050	0,69	1360	1,36	0,53
2240	0,64	1600	1,60	0,63
2410	0,60	1810	1,81	0,71
2550	0,57	1980	1,98	0,78
2650	0,53	2130	2,13	0,83

соответственно на нижней и
верхней границах; при применении верхней продавочной пробки С₁
= С₃ = 0;

здесь V_б₁ = С₄V₃ + 0,785C₅D²H,

где С₄, C₅ — коэффициенты потерь
буферной жидкости при ее движении по заливочным трубам и затрубному
пространству;

d₁, d₂ — внутренний и наружный
диаметры заливочных труб, м.

Величины С представлены в табл. П10.2.

Таблица П10.2

Показатель	Обозначение	Для бурильных труб	Для насосно-компрессорных труб
Потери цементного раствора:
на стенках труб	С₁	0,01	—
на 1-й границе	С₂	0,02	0,01
на 2-й границе	С₃	0,02	0,01
Потери буферной жидкости:
в заливочной колонне	С₄	0,02	0,02
в кольцевом пространстве	С₅	0,40	0,40

Приложение 11

________________________________________________________________________

Наименование бурового предприятия — заказчика рецептуры

Анализ №

РЕЦЕПТУРА
тампонажного раствора

«___» _________________ ____ г. Лаборатория _______________________________

Наименование лаборатории и предприятия

Скважина №
____________________________________________________________

площадь (месторождение), наименование колонны

Диаметр ________ мм.
Интервал спуска ________ м. Интервал цемент. _________ м

Температура:
Геостатическая _____________ °С на глубине __________________ м.

После ___ ч без промывки
__________ °С на глубине __________ м

№ пп.	Наименование	Показатели цемента, раствора, камня
вид цемента	вид цемента
1.	Состав цемента
2.	Плотность сухого цемента, кг/м³
3.	Добавки в воду затворения (вид — количество) с указанием единиц измерения
4.	Водоцементное отношение В/Ц
5.	Плотность тампонажного раствора, кг/м³
	— измеренная
	— расчетная
6.	Растекаемость по конусу АзНИИ, см
7.	Водоотделение, %
8.	Водоотдача, см³/30 мин по _________ прибор при DР = МПа,
9.	Прибор, условия испытания	h, МПа·с t₀, дПа
10	Прибор, условия испытания (температура, давление)	загустевание (до ____ ед. консистент.), мин схватывание (начало-конец), ч·мин
11	Выход раствора из цемента, м³/1000 кг
	— измеренный
	— расчетный
12	Показатели камня через _______ ч твердения
	— прочность на изгиб, МПа
	— прочность на сжатие, МПа
	— проницаемость (вода, газ), мД

Зав. Лабораторией _______________________
Ф. И. О.

Лаборант _____________________
Ф. И .О.

Приложение 12

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ОСНАСТКА ОБСАДНЫХ КОЛОНН

1. Основные параметры и
технологическая характеристика элементов технологической оснастки

Таблица П12.1

Башмаки колонные типа БКМ

Типоразмер башмака	Условный диаметр оснащаемой колонны, мм	Наружный диаметр, мм	Диаметр отверстий в насадке башмака, мм	Высота, мм	Масса, кг
БКМ-114	114	133	50	274	14
БКМ-127	127	146	60	274	15
БКМ-140	140	159	70	296	16
БКМ-146	146	166	70	298	17
БКМ-168	168	188	80	303	23
БКМ-178	178	198	90	330	30
БКМ-194	194	216	100	350	40
БКМ-219	219	245	110	360	50
БКМ-245	245	270	120	378	53
БКМ-273	273	299	130	382	60
БКМ-299	299	324	150	385	73
БКМ-324	324	351	160	390	85
БКМ-340	340	365	170	395	90
БКМ-351	351	376	180	405	98
БКМ-377	377	402	190	405	112
БКМ-406	406	432	200	410	125
БКМ-426	426	451	220	425	145
БКМ-473	473	508	250	425	160
БКМ-508	508	533	280	425	180

Присоединительные резьбы: ГОСТ 632-80 короткая
треугольная, трапецеидальная ОТТМ, высокогерметичная ОТТГ. По спецзаказу могут
быть выполнены присоединительные резьбы других типов.

Таблица П12.2

Дроссельные обратные клапаны типа ЦКОД, ЦКОДМ, КОДГ

Типоразмер клапанов	Условный диаметр обсадной колонны, мм	Рабочее давление, МПа	Диаметр шара, мм	Наружный диаметр клапана, мм	Высота клапана, мм	Масса клапана, кг
1	2	3	4	5	6	7
ЦКОД-114-1	114	15	45	133	290	11,0
ЦКОД-127-1	127	15	45	146	330	14,0
ЦКОД-140-1	140	15	76	159	350	16,4
ЦКОД-146-1	146	15	76	166	350	19,4
ЦКОД-168-1	168	15	76	188	350	25,0
ЦКОД-178-1	178	15	76	198	325	29,5
ЦКОД-194-1	194	15	76	216	310	26,0
ЦКОД-219-2	219	10	76	245	318	39,0
ЦКОД-245-2	245	10	76	270	365	57,2
ЦКОД-273-2	273	7,5	76	299	340	58,6
ЦКОД-299-2	299	7,5	76	324	345	66,3
ЦКОД-324-2	324	7,5	76	351	350	76,5
ЦКОД-340-2	340	7,5	76	365	350	82,0
ЦКОД-351-2	351	5	76	376	365	86,4
ЦКОД-377-2	377	5	76	402	370	96,0
ЦКОД-426-2	426	5	76	451	380	115,0
ЦКОДМ-114	114	25	45	133	313 — 340	11,8 — 13,0
ЦКОДМ-127	127	25	45	146	318 — 352	13,7 — 15,2
ЦКОДМ-140	140	25	76	159	360 — 395	17,8 — 19,3
ЦКОДМ-146	146	25	76	166	360 — 395	19,4 — 21,0
ЦКОДМ-168	168	25	76	188	360 — 395	24,4 — 26,1
ЦКОДМ-178	178	25	76	198	375 — 388	31,0
ЦКОДМ-194	194	25	76	216	383 — 395	34,9 — 35,2
ЦКОДМ-219	219	15	76	245	390 — 400	46,9 — 48,4
ЦКОДМ-245	245	13	76	270	400	60,0 — 64,0
ЦКОДМ-273	273	10	76	299	405 — 415	90,5 — 93,4
ЦКОДМ-299	299	10	76	324	405	75,8
ЦКОДМ-324	324	10	76	351	405	92,0
ЦКОДМ-340	340	10	76	365	405	93,4
ЦКОДМ-351	351	7,5	76	376	420	96,0
ЦКОДМ-377	377	7,5	76	403	420	100,0
ЦКОДМ-406	406	7,5	76	432	420	103,0
ЦКОДМ-426	426	7,5	76	451	420	106,9
ЦКОДМ-473	473	7,5	76	508	420	120,3
ЦКОДМ-508	508	7,5	76	533	420	182,0
КОДГ-114	114	25	45	133	340 — 355	13,0 — 14,0
КОДГ-127	127	25	45	146	345 — 355	15,0 — 17,0
КОДГ-140	140	25	76	159	360 — 395	19,4 — 20,1
КОДГ-146	146	25	76	166	382 — 395	21,3 — 22,9
КОДГ-168	168	25	76	188	385 — 408	26,4 — 28,1
КОДГ-178	178	25	76	198	390 — 395	33,0 — 34,0
КОДГ-194	194	25	76	204	390 — 395	37,4 — 37,7
КОДГ-219	219	15	76	245	400 — 415	49,0 — 50,8
КОДГ-245	245	15	76	270	420 — 448	61,9 — 65,0

Температура эксплуатации
клапанов, °С, — до 130.

Степень самозаполнения спускаемой
обсадной колонны буровым раствором, %:

— ЦКОД — не регламентируется;

— ЦКОДМ и КОДГ — не менее 92.

Присоединительные резьбы:

— ЦКОД — треугольная короткая, ОТТМ и
ОТТГ (за исключением ЦКОДМ-299, 324 и 340, которые не изготавливаются с резьбой
ОТТГ); ЦКОДМ-351, 377, 406, 426, 473 и 508 изготавливаются только с треугольной
резьбой).

КОДГ — по условиям договоров на поставку.

Таблица П12.3

Муфты ступенчатого цементирования типа МСЦ1

Наименование показателей	Шифр изделия
МСЦ 1-140	МСЦ 1-146	МСЦ 1-168	МСЦ 1-178	МСЦ 1-194	МСЦ 1-219	МСЦ 1-245
1	2	3	4	5	6	7	8
Условный диаметр муфты, мм	140	146	168	178	194	219	245
Наружный диаметр муфты, мм, не более	168	176	196	210	226	257	283
Внутренний диаметр, мм, не менее	120	125	146	156	172	195	224
Грузоподъемность, кН	750	900	1200	1500	2000	2000	2000
Допустимый перепад давления на муфту, МПа, не более:
— при цементировании	23	23	21	21	21	19	19
— при эксплуатации	60	58,5	50	48	46	43	40
Допустимая рабочая температура, °К, не более	373	373	373	373	373	373	373
Масса изделия, кг	60	62	75	80	96	104	125
Допустимый угол наклона оси скважины до места установки муфты, град., до	20	20	20	20	20	20	20

Присоединительные резьбы:
короткая треугольная, ОТТМ, ОТТГ или другие по спецзаказу.

Таблица П12.4

Муфты ступенчатого цементирования типа МСЦ2

Наименование показателей	Шифр изделия
МСЦ2-273	МСЦ2-299	МСЦ2-324	МСЦ2-340
Условный диаметр муфты, мм	273	299	324	340
Наружный диаметр муфты, мм, не более	309	334	362	383
Внутренний диаметр, мм, не менее	253	278	303	315
Грузоподъемность, кН	2250	2250	2500	2500
Допустимый перепад давления на муфту, МПа, не более:
— при цементировании	17,0	17,0	15,0	15,0
— при эксплуатации	36,0	32,0	30,0	30,0
Допустимая рабочая температура, °К, не более	373	373	373	373
Масса изделия, кг	170	200	240	260

Присоединительные резьбы:
короткая треугольная, ОТТМ, ОТТГ или другие по спецзаказу.

Таблица П12.5

Устройства ступенчатого цементирования типа УСЦ1

Основные размеры, мм, не менее	Шифр изделия
УСЦ1-140	УСЦ1-146	УСЦ1-168	УСЦ1-178
Внутренний диаметр устройства, мм	121	129	150	159
Внутренний диаметр седла нижней втулки, мм	90	90	110	110
Внутренний диаметр седла верхней втулки, мм	100	100	120	129
Допустимый угол наклона оси скважины до места установки муфты, град, до	20	20	20	20

Таблица П12.6

Усовершенствованные муфты ступенчатого цементирования
типа МСЦУ

Наименование показателей	Шифр изделия
МСЦУ-140	МСЦУ-146	МСЦУ-168	МСЦУ-178
1	2	3	4	5
Условный диаметр муфты, мм	140	146	168	178
Наружный диаметр муфты, мм, не более	168	176	196	210
Внутренний диаметр муфты, мм, не менее	120	125	146	156
Грузоподъемность, кН	750	900	1200	1500
Допустимый перепад давления на муфту, МПа, не более:
— при цементировании	23	23	21	21
— при эксплуатации	60	58,5	50	48
Допустимая рабочая температура, °К, не более	373	373	373	373
Допустимый угол наклона оси скважины в месте установки муфты, град, до	90	90	90	90

Присоединительные резьбы:
короткая треугольная, ОТТМ, ОТТГ или другие по спецзаказу.

Таблица П12.7

Пакеры ступенчатого и манжетного цементирования типа
ПДМ

Шифр изделия	Диаметр обсадной колонны, мм	Наружный диаметр пакера, мм, не более	Внутренний диаметр пакера, мм, не менее	Длина пакера, мм	Масса пакера, кг	Длина уплотнителя элемента пакера, мм
ПДМ 140	139,7	172	120	3250	200	1190
ПДМ 140-1	139,7	177	120	3220	230	1190
ПДМ 140-2	139,7	177	124	3220	215	1190
ПДМ 146	146	177	130	3250	180	1190
ПДМ 146-1	146	177	126	3320	205	1190
ПДМ 168-1	168,3	200	150	3250	220	1190
ПДМ 168-2	168,3	198	144	3250	230	1190
ПДМ 168-3	168,3	200	144	3320	260	1190
ПДМ 178-1	177,8	203	155	3320	225	1190
ПДМ 178-2	177,8	209	155	3320	245	1190

Допустимый угол отклонения оси
скважины от вертикали до глубины установки пакера не более 20°.

Таблица П12.8

Устройства для крепления скважин открытым забоем типа
УКСОЗ

Наименование параметров	Шифр изделия
УКСОЗ-140	УКСОЗ-146	УКСОЗ-168	УКСОЗ-178
Диаметр обсадной колонны, мм	139,7	146	168,3	177,8
Допустимый угол отклонения оси скважины от вертикали, град, не более	90	90	90	90
Максимальная рабочая температура, °К	403	403	403	403
Избыточное давление срабатывания устройства, МПа	10 — 12	10 — 12	10 — 12	10 — 12
Тип разобщающего элемента	гибкий металлический	гибкий металлический	гибкий металлический	гибкий металлический
Максимально допустимый диаметр скважины в месте установки устройства, мм, не более	230	240	240	250
Наружный диаметр, мм, не более	195	200	200	210
Внутренний диаметр, мм, не менее	120	124	144	147,8
Масса разбуриваемых деталей, кг, не более	10	10	12	15
Масса устройства, кг, не более	70	70	80	80

Присоединительные резьбы:
короткая треугольная, ОТТМ, ОТТГ или другие по спецзаказу.

Таблица П12.9

Пакеры гидравлические проходные с малогабаритным
клапанным узлом ПГПМ1

Наименование параметров	Шифр изделия
ПГПМ1-146-1 ПГПМ-146-2	ПГПМ1-168-1 ПГПМ-168-2
Условный диаметр обсадной колонны, мм	146	168
Максимальный перепад давления между разобщаемыми зонами при нормальном коэффициенте пакеровки (1,27), МПа	15,0/17,5	15,0/17,5
Диаметр проходного канала пакера, мм	124	144
Избыточное давление внутри уплотнительного элемента при пакеровке скважины, МПа	2 — 15	2 — 15
Максимальный коэффициент пакеровки	1,45	1,45
Максимально рабочая температура, °С	100/150	100/150
Максимальное избыточное давление на корпус пакера, МПа:
— внутреннее	35	35
— наружное	30	30
Максимальная растягивающая нагрузка на корпус пакера, тс	85	95

По согласованию с потребителем
пакер ПГПМ1-146-1 может быть изготовлен с удлиненным уплотнительным элементом —
3,5 м.

Таблица П12.10

Заколонные проходные
гидромеханические двухманжетные пакеры типа ПТМД

Шифр изделия	Диаметр обсадной колонны, оборудуемой пакером, мм	Наружный диаметр корпуса пакера, мм	Наружный диаметр центратора, мм	Внутренний диаметр пакера, мм	Максимальный диаметр скважины в зоне установки пакера, мм
ПТМД-140	140	184	210	124	220
ПТМД-146	146	184	210	124	220
ПТМД-168	168	200	210	124	240

Основные параметры подвесного устройства типа ЦСП-245
с резьбовым разъединителем и стыковкой

Грузоподъемность подвесного устройства,
кН — 1800;

Рабочее давление подвесного устройства и
разъединителя, МПа — 25;

Рабочее давление стыковки после ОЗЦ, МПа —
45;

Максимальная рабочая температура, °С —
150;

Количество оборотов для открытия
отверстий подвески для промывки, не более — 20;

Количество оборотов для отсоединения
разъединителя, не более — 15;

Наружный диаметр стыковки, мм, не более —
270;

Наружный диаметр подвески, мм, не более —
245;

Внутренний диаметр стыковки, мм, не менее —
220;

Внутренний диаметр подвески, мм, не менее —
80;

Вращающий момент при отвороте
разъединителя, кН·м, не более — 1;

Масса, кг, не более —
1800.

Присоединительные резьбы: короткая
треугольная и ОТТМ по ГОСТ 632-80.
Высокогерметичная резьба ОТТГ и резьбы по другим стандартам — по спецзаказу.

Таблица П12.11

Устройства для спуска, подвески и герметизации
хвостовиков типа УСПГХ

Показатели	Модель
УСПГХ-114/168	УСПГХ-Ц-114/168
Условный диаметр хвостовика, мм	114	114
Условный диаметр обсадной колонны для спуска и установки в ней хвостовика, мм	168	168
Условный диаметр колонны труб для спуска хвостовика, мм	89	114
Максимальный наружный диаметр устройства (по центраторам), мм	143	143
Проходной диаметр устройства, мм	95	95
Грузоподъемность устройства, тс, не менее	200	200
Максимальный перепад давления на пакерующий элемент в рабочем положении, МПа, не более	30	30
Максимальная рабочая температура, °С, не более	120	120
Длина устройства в транспортном положении, мм	2500	1810
Масса устройства, кг	162	75

Таблица П12.12

Упругие центраторы типа ЦЦ-1

Типоразмер центратора	Радиальная нагрузка, кН	Пусковое усилие, кН	Размеры, мм	Масса, кг
внутренний диаметр	наружный диаметр	высота
ЦЦ-114/151-1	5,2	4,5	116,0	210	620	6,0
ЦЦ-127/165-1	5,2	4,5	129,0	240	620	7,0
ЦЦ-140/191-1	7,8	6,0	142,0	244	620	8,5
ЦЦ-140/216-1	7,8	6,0	142,0	264	620	9,0
ЦЦ-146/216-1	7,8	6,0	148,0	270	620	9,2
ЦЦ-168/216-1	7,8	6,0	171,0	292	620	10,5
ЦЦ-178/245-1	7,8	6,0	181,0	330	620	11,0
ЦЦ-194/245-1	7,8	6,0	197,0	320	660	12,0
ЦЦ-219/270-1	10,4	8,0	222,0	345	660	14,0
ЦЦ-245/295-1	10,4	8,0	249,0	370	660	15,0
ЦЦ-273/320-1	10,4	8,0	278,0	380	660	18,0
ЦЦ-299/394-1	10,4	8,0	303,0	440	660	23,0
ЦЦ-324/394-1	13,1	10,0	329,0	445	660	26,0
ЦЦ-340/445-1	13,1	10,0	345,0	530	680	30,0

Осевая нагрузка, выдерживаемая
креплением ограничительного кольца, кН, не менее — 11,8.

Таблица П12.13

Жестко-упругие центраторы типа ЦЦ-2 и ЦЦ-4

Типоразмер центратора	Радиальная нагрузка, кН	Пусковое усилие, кН	Размеры, мм	Масса, кг
Внутренний диаметр	Наружный диаметр	Высота
ЦЦ-2-114/151	8,0	4,0	116,0	210	600	6,0
ЦЦ-2-127/165	8,0	4,0	129,0	242	600	7,0
ЦЦ-2-140/216	12,0	5,0	142,0	264	600	8,0
ЦЦ-2-146/216	12,0	5,0	148,0	270	600	8,4
ЦЦ-2-168/216	12,0	5,0	172,0	292	600	9,9
ЦЦ-4-178/245	12,0	5,0	181,0	305	660	11,0
ЦЦ-4-194/245	12,0	5,0	197,0	320	640	11,5
ЦЦ-4-219/270	13,5	7,0	222,0	345	640	13,7
ЦЦ-4-245/295	13,5	7,0	249,0	370	640	14,2
ЦЦ-4-273/320	13,5	7,0	278,0	398	640	15,2
ЦЦ-4-299/394	13,5	7,0	303,0	440	640	16,0
ЦЦ-4-324/394	18,0	9,0	329,0	450	640	17,0
ЦЦ-4-340/445	18,0	9,0	345,0	485	660	20,3

Эксцентриситет центрирования
обсадных колонн при упоре планок на трубу, %, не более — 33. Осевая нагрузка,
выдерживаемая креплением ограничительного кольца, кН, не менее — 11,8.

Таблица П12.14

Жесткие центраторы-турбулизаторы типа ЦТГ

Параметры	Шифр изделия
ЦГГ-114/161	ЦГГ-127/191	ЦГГ-140/216	ЦГГ-146/216	ЦГГ-168/216	ЦГГ-178/216	ЦГГ-194/245	ЦГГ-219/270	ЦГГ-245/295
Наружный диаметр, мм	155	185	206	206	206	206	238	262	286
Внутренний диаметр, мм	117	130	144	150	172	182	198	223	250

Осевая нагрузка,
воспринимаемая кольцом ограничительным до начала скольжения по обсадной трубе
для всех типоразмеров центраторов-турбулизаторов, кН, не менее — 12. Угол
наклона ребра всех типоразмеров, град. — 35.

Таблица П12.15

Эластичные турбулизаторы типа ЦТ

Типоразмер турбулизатора	Внутренний диаметр, мм	Наружный диаметр, мм	Масса, кг
ЦТ-114/151	116	170	2,0
ЦТ-127/165	129	186	2,5
ЦТ-140/191	142	210	3,0
ЦТ-140/216	142	236	3,0
ЦТ-146/216	148	236	3,5
ЦТ-168/216	171	236	4,5
ЦТ-178/245	181	266	5,0
ЦТ-194/245	197	266	6,0
ЦТ-219/270	222	290	8,0
ЦТ-245/295	248	293	8,5

Угол наклона лопастей к оси
турбулизатора всех типоразмеров 35°.

Все типоразмеры турбулизаторов имеют по 8
лопастей. Допустимая осевая нагрузка на корпус турбулизатора, Н, не более —
7850.

Таблица П12.16

Скребки корончатые типа СК

Типоразмер скребка	Высота, мм	Наружный диаметр, мм	Масса, кг
СК-114/151	190	220
СК-127/165	190	230
СК-140/191-216^*	190	250	2,2
СК-140/216^*	190	250	2,3
СК-168/216^*	190	300	2,8
СК-178/245	230	310
СК-194/245	230	320
СК-219/270	230	350
СК-245/295	230	400

_____________

^* Серийно изготавливаются промышленностью.

Таблица П12.17

Головки цементировочные
универсальные типа ГЦУ

Наименование параметров	Шифр изделия
ГЦУ-114	ГЦУ-127	ГЦУ-140-146	ГЦУ-168	ГЦУ-178	ГЦУ-194	ГЦУ-219	ГЦУ-245	ГЦУ-273	ГЦУ-299	ГЦУ-324-340
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Условный диаметр, мм	114	127	140-146	168	178	194	219	245	273	299	324 — 340
Наибольшее рабочее давление, МПа, не более	40	40	40	40	32	32	32	32	25	25	10
Наибольшая длина пробок, устанавливаемых в головке, мм, не более	400	400	430	430	415	400	495	515	645	635	665
Внутренний диаметр головки, мм, не менее	100	112	130	144	160	170	200	209	245	275	295
Кол-во присоединительных боковых отводов, шт.	3	3	3	3	3	3	3	3	3	3	3
Габаритные размеры, мм:
— высота головки с переводником ±30 мм	980	980	980	985	1000	985	1160	1160	1255	1255	1300
— без переводника ± 30 мм	865	865	865	870	885	870	1050	1050	1145	1145	1190
Монтажная база напорных трубопроводов ±50 мм	900	920	940	960	980	1000	1020	1050	1070	1100	1130

Головки изготавливаются в двух
вариантах: вариант 1 — фиксация с помощью поворотного стопора; вариант 2 —
фиксация с помощью винтового стопора. Тип присоединительной резьбы —
треугольные, ОТТМ, ОТТГ.

По спецзаказу могут быть выполнены резьбы
других типов.

Таблица П12.18

Комплекты разделительных пробок типа КРП

Наименование параметров	Шифр изделия
КРП-127	КРП-140-146	КРП-168	КРП-178
Диаметр обсадной колонны, мм	127	139,7 — 146	168	177,8
Диаметр манжет пробок, мм, не более	124	143	164	174
Длина пробок, мм, не более	230 — 250	315 — 335	350 — 360	350 — 360
Давление срабатывания диафрагмы нижней пробки, МПа, не более	1,5	1,5	1,5	1,5
Рабочая температура, °К, не более	403	403	403	403
Масса комплекта пробок, кг, не более	4,9	5,7	8,6	10,8

Функцию кольца «стоп» для
комплекта пробок типа КРП выполняет нажимная гайка обратного клапана типа ЦКОД,
ЦКОДМ или КОДГ.

Таблица П12.19.

Комплекты разделительных пробок с фиксатором типа КРПФ

Наименование параметров	Шифр изделия
КРПФ 114-127	КРПФ 140-146	КРПФ 168-178
Условный диаметр обсадной колонны, мм	114 — 127	140 — 146	168 — 178
Диаметр манжет пробок, мм, не более	124	143	163
Длина пробок, мм, не более	337 — 340	345 — 350	345 — 350
Давление срабатывания диафрагмы нижней пробки, МПа, не более	1,5	1,5	1,5
Рабочая температура, °К, не более	403	403	403
Масса комплекта пробок, кг, не более	10	12	14

В комплект пробок типа КРПФ
входит специальное кольцо «стоп», которым следует заменить нажимную гайку
применяемого при цементировании обратного клапана ЦКОД, ЦКОДМ или КОДГ.

Таблица П12.20

Комплекты наземного
оборудования для расхаживания обсадных колонн типа КРОК

Наименование параметров	Шифр изделия
КРОК 114	КРОК 127	КРОК 140-146	КРОК 168	КРОК 178	КРОК 194	КРОК 219	КРОК 245
Наибольшее рабочее давление, МПа	40	40	40	40	32	32	32	32
Размеры цементируемых обсадных колонн, мм	114	127	140 — 146	168	178	194	219	245
Условный проход присоединительных линий, мм	50	50	50	50	50	50	50	50
Количество присоединительных линий, шт.	2	2	2	2	2	2	2	2
Наибольшая длина расхаживания, м	12	12	12	12	12	12	12	12

Присоединительная резьба
цементировочной головки: резьбы обсадных труб ГОСТ 632-80
треугольная короткая, ОТТМ или ОТТГ.

По спецзаказу могут быть выполнены
присоединительные резьбы цементировочных головок других типов.

2. Расчет центрирования обсадных
колонн

2.1. Исходная информация:

— глубина спуска обсадной колонны L,
м;

— диаметр ствола скважины на
рассматриваемом участке D, м;

— высота подъема цемента Н_ц,
м;

— наружный диаметр обсадной колонны d_н, м;

— внутренний диаметр обсадной колонны d_в, м;

— плотность тампонажного раствора r_т,
кг/м³;

— плотность бурового раствора r_б,
кг/м³;

— плотность продавочной жидкости r_пр,
кг/м³;

— таблица инклинограммы;

— вес единицы длины обсадной колонны в
воздухе q, кгс/м;

— модуль упругости стали труб Е,
кгс/м²;

— интервал центрирования колонны (верх
низ) h_в — h_н, м;

— допустимая нагрузка на центратор по
табл. П12.12 — П12.13 [Q] кгс;

— допустимая стрела прогиба обсадной
колонны [f]

2.2. Предварительные расчеты.

2.2.1. Жесткость труб обсадной колонны,
кгс·м²

2.2.2. Объем вытесненного тампонажного
раствора, м³/м

2.2.3. Вес вытесненного тампонажного
раствора (архимедова сила), кгс/м

q_ц = V_т · r_т

2.2.4. Внутренний объем обсадной колонны,
м³/м

2.2.5. Вес продавочной жидкости, кгс/м

q_п = V_в · r_пр

2.2.6. Вес обсадной колонны с продавочной
жидкостью, кгс/м

q_k = q + q_п

2.2.7. Вес обсадной колонны с продавочной
жидкостью в цементном растворе, кгс/м

q_ж = q_k — q_ц

2.2.8. Прижимающее усилие, действующее на
центратор при расстоянии между центраторами 10 м, кгс

Р₁ = 1,43 · 10 ·q_ж · sin
a₁,

где a₁ —
зенитный угол наклона ствола скважины на участке расположения рассматриваемой
трубы.

2.2.9. Расстояние между центраторами по
допустимой нагрузке на один центратор, м

2.3. Расчет расстояний между центраторами
и количество центраторов

2.3.1. Сопоставить значения l₁ и h_ц = h_н — h_в;

— при l₁ < h_ц расчет продолжить с п. 2.3.2.

— при l₁ ³ h_ц расчет продолжить с
п. 2.3.7.

2.3.2. Стрела прогиба
обсадной колонны от собственного веса, мм

2.3.3. Растягивающее усилие от
нижележащего участка обсадной колонны, кгс

N
= 0,3 · q_ж · (L
— h_в) · cosa₂,

здесь a₂ —
средневзвешенный зенитный угол ствола скважины в интервале от h_н до L

2.3.4. Критическая сила (по Эйлеру), кгс

здесь m = 1

2.3.5. Стрела прогиба труб между центраторами
с учетом растягивающего усилия, мм

2.3.6. Выбор расстояния между
центраторами l по сопоставлению значений f и [f]:

— при f
£ [f] принять l = l₁, расчет продолжить по п. 2.3.8.

— при f > [f]
расчет продолжить с п. 2.3.7.

2.3.7. Определение
расстояний между центраторами по условию допустимой стрелы прогиба обсадной
колонны, м

2.3.8. Необходимое
количество центраторов в рассматриваемом интервале, шт.

n = [(h_н — h_в)/l]
+ 1.

Приложение 13

ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ СКВАЖИН С ОПОРНОЙ ПЛИТОЙ

В качестве примера принята конструкция

Направление	— 630 мм
Кондуктор	— 426 мм
1^ая промежуточная колонна	— 339,7 мм
2^ая промежуточная колонна	— 273´244,5 мм
Колонна-хвостовик	— 193,7 мм
Эксплуатационная колонна	— 139,7´168,3 мм

По первому варианту, исходя из
горно-геологических условий, противовыбросовое оборудование устанавливается на
1^ой промежуточной колонне, а по второму — на кондукторе.

Вариант 1.

1. Оборудование устья кондуктора

1.1. Отрезать выходящий на поверхность
конец направления на расстоянии 300 мм от дна шахтового углубления (рис. П13.1).

1.2. В подготовленной к монтажу опорной
плите (рис. П13.2),
изготовленной с принадлежностями по документации СевКавНИПИнефти, измерить
расстояние от нижнего фланца плиты до внутреннего упора верхнего фланца и на
таком же расстоянии от торца среза направления отрезать трубонарезным
устройством выходящую на поверхность часть трубы кондуктора (рис. П13.1).

1 —
центрирующие планки

Рис. П13.1

1 —
опорная плита; 2 — патрубок

Рис. П13.2

1.3. Ниже поверхности среза направления в
кольцевом пространстве установить четыре распорные центрирующие планки во
взаимоперпендикулярном направлении, приварить их к наружной поверхности
кондуктора и внутренней поверхности направления и прорезать в кондукторе с
противоположных сторон два отверстия диаметром 92 мм (рис. П13.1).

1.4. Забетонировать дно
шахтового углубления до уровня кромки среза направления, надеть на кондуктор
опорную плиту, опереть ее на торец направления, убедиться в сопряжении опорных
поверхностей плиты с торцами направления и кондуктора, вставить в отверстия
кондуктора подготовленные патрубки и приварить их (рис. П13.2).

1.5. Выровнять в строго горизонтальное
положение по уровнемеру верхний фланец опорной плиты и электросваркой приварить
его к торцу кондуктора по всему периметру сопрягаемых поверхностей.

1.6. На опорную плиту с использованием
уплотнительного материала установить направляющую устьевую разъемную воронку
для выхода циркулирующего бурового раствора в желобную систему и закрепить
установленные элементы шпильками (рис. П13.3).

1.7. Оборудовать патрубки, указанные в п.
1.4,
задвижками и отводами в желобную систему для выхода циркуляции и закрыть
задвижки.

1.8. Спустить в скважину ведущую трубу,
восстановить циркуляцию бурового раствора и убедиться в отсутствии течи во всех
смонтированных соединениях опорной плиты и ее элементов при прокачке бурового
раствора.

1.9. Сделать в трех экземплярах, как один
из исполнительных документов строительства скважин, детальный эскиз
оборудованного устья в разрезе с указанием фактических размеров узлов, деталей
и соединений.

2. Оборудование устья и подвеска
промежуточной колонны диаметром 339,7 мм

2.1. Все операции по подвеске колонны
провести до ее цементирования в следующем порядке.

2.1.1. Перед наращиванием последней
обсадной трубы открыть задвижки на боковых отводах кондуктора и демонтировать
устьевую разъемную воронку.

2.1.2. Подать к устью последнюю обсадную
трубу с толстостенной посадочной муфтой, уплотнительным опорным фланцем и
компенсационной прокладкой и закрепить эту трубу на спускаемой колонне.

2.2. С помощью подгонного патрубка
допустить колонну с посадкой толстостенной муфты и уплотнительного опорного
фланца на поверхность опорной плиты, а затем полностью разгрузить колонну на
кондуктор (рис. П13.4) и приступить к промывке и
цементированию колонны.

1 —
герметизирующий элемент; 2 — направляющая воронка; 3 — шпилька; 4 — гайка

Рис. П13.3

1 —
толстостенная муфта; 2 — уплотнительный опорный фланец; 3 — компенсационная
прокладка

Рис. П13.4

2.3. По окончании цементировочных работ
промыть боковые отводы кондуктора водой, а после ОЗЦ оборудовать устье колонным
фланцем и противовыбросовой установкой по утвержденной схеме.

3. Оборудование устья и подвеска
промежуточной колонны диаметром 273´244,5 мм

3.1. После
цементирования колонны и окончания времени ОЗЦ произвести ее подвеску на
клиньях в колонном фланце, выполняя работы в следующей очередности: раскрепить
соединение колонного фланца предыдущей колонны с противовыбросовой установкой,
приподнять ее с помощью подъемника или талевой системы на высоту, достаточную
для установки клиньев в посадочное место колонного фланца, подвесить на них
колонну и демонтировать противовыбросовую установку с обсадной колонны
диаметром 339,7 мм.

3.2. Отвернуть подгонный патрубок,
установить колонную головку и оборудовать устье скважины противовыбросовой
установкой по утвержденной схеме.

4. Подвеска промежуточной потайной
колонны диаметром 193,7 мм.

Колонну подвесить на цементном камне.

5. Оборудование устья и подвеска
эксплуатационной колонны

5.1. По окончании времени ОЗЦ второй
ступени цементирования колонны осуществить операции по ее подвеске в
аналогичной последовательности, как указано в п. 3.1.

5.2. Установить колонную головку и
оборудовать устье скважины фонтанной арматурой по утвержденной схеме.

Вариант 2.

1. Оборудование устья кондуктора

1.1. Отрезать выходящий на поверхность
конец направления на расстоянии 300 мм от дна шахтного углубления (рис. П13.5).

1.2. Отвернуть допускную муфту кондуктора
и навернуть нижний крестовик колонной головки.

1.3. Пропустить через крестовик опорную
плиту, опереть ее на торец направления и выровнять в строго горизонтальное
положение по уровнемеру.

1.4. Забетонировать дно шахтного
углубления до уровня кромки среза направления.

1.5. К опорной плите и крестовику
колонной головки приварить опорные косынки.

Противовыбросовое оборудование по
утвержденной схеме устанавливается через адаптер на нижний крестовик колонной
головки.

В крестовике подвешивается и первая
промежуточная колонна.

1 —
опорная плита; 2 — опорные косынки; 3 — нижний крестовик колонной головки

Рис. П13.5

Приложение 14

Герметизирующие составы и материалы для резьбовых
соединений обсадных труб

Наименование,
шифр, ГОСТ, ТУ

Изготовитель

(б. СССР)

Область
применения, особенности*

УС-1

ТУ
38-101440-74

Казанский
опытный завод синтетических смазок

При
температурах до +120 °С:

для всех типоразмеров
труб в газовых, газоконденсатных и нефтяных скважинах.

При
температуре воздуха ниже +10 °С смазку подогревать в водяной бане до +20 ¸ +25 °С, при отрицательных
температурах — дополнительно подогревается резьбовой конец трубы до +5 ¸ +10 °С.

Крутящий
момент на 40 — 60 % выше, чем при несамоотверждающихся смазках.

Р-402

ТУ
38-101708-78

Ленинградский
завод им. Шаумяна

При
температурах до +200 °С:

— для труб с
резьбами повышенной герметичности (ОТТГ, ОТТМ и др.) в газовых и
газоконденсатных скважинах;

— для труб по ГОСТ 632-80 в
нефтяных скважинах (как правило, при избыточных давлениях до 150 кгс/см²).

Не требуется подогрев
резьбового конца при температурах до 30 °С

Р-2МВП

ТУ
38-101332-73

Ленинградский
завод им. Шаумяна

При
температурах до +100 °С:

— для труб с
резьбами повышенной герметичности (ОТТГ, ОТТМ и др.) в газовых и
газоконденсатных скважинах;

— для труб по ГОСТ 632-80 в
нефтяных скважинах

Лента ФУМ

(фторопластовый
уплотнительный материал)

ТУ
6-05-1388-76

Завод имени
«Комсомольской правды» (г. Ленинград)

Охтинское НПО
«Пластполимер» (г. Ленинград)

При
температурах до +200 °С:

— для труб по ГОСТ 632-80
диаметром до 245 мм в газовых и газоконденсатных скважинах с избыточным внутренним
давлением до 200 кгс/см²;

— для труб по ГОСТ 632-80
всех диаметров в нефтяных скважинах.

Крутящий
момент на 18 — 20 % ниже, чем при несамоотверждающихся смазках

Графитная
(УСсА)

ГОСТ
3333-55

Ленинградский
завод им. Шаумяна

В скважинах с
избыточным внутренним давлением не более 130 кгс/см²; кроме
газовых и газоконденсатных скважин, морских скважин, любых скважин, на
которых предусмотрена установка противовыбросового оборудования и скважин с
градиентом пластового давления 1,3 и более

Резьбовой
отверждаемый герметик РОГ

ТУ
51-00158623-39-97

При температурах
до +300 °С и любых избыточных давлениях:

для всех
типоразмеров труб и переводников, спускаемых в газовые, газоконденсатные и
нефтяные скважины, в том числе с наличием агрессивных сред.

В
наклоннонаправленных скважинах, начиная с участка интенсивного набора
искривления, применение обязательно.

_____________

^* Указана температура, большая из двух — динамическая или
статическая

Приложение 15

МЕТОДИКА ВЫБОРА СКОРОСТИ СПУСКА ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ

1. В общем случае максимально допустимая
скорость спуска обсадной колонны [V]_i из условия предотвращения поглощения бурового раствора и непревышения
репрессии на продуктивные пласты, имевшей место при их вскрытии и углублении
скважины, вычисляется по формуле

где [P]_i — допустимое давление на рассматриваемый пласт, МПа; принимается
равным величине максимального гидравлического давления, имевшего место при
последних долблениях;

Р_гi — гидростатическое давление на рассматриваемый пласт, МПа, при последних
долблениях;

l_i — длины участков спущенной части колонны до подошвы
рассматриваемого пласта с одинаковыми для данного участка D_i и d_i, м; спущенная ниже кровли пласта часть колонны не
учитывается;

d_i, D_i — соответственно диаметр обсадной колонны, в том
числе бурильных труб, на которых спускается секция или потайная колонна, и
средневзвешенный на длине l_i диаметр ствола скважины, м;

r_б —
плотность бурового раствора в скважине, кг/м³;

l — коэффициент гидравлических сопротивлений;
рассчитывается для измеренных реологических параметров бурового раствора по
известным зависимостям; при отсутствии данных принимается равным 0,055.

2. Выбор скорости спуска обсадной колонны
осуществляется дифференцированно в зависимости от длины спущенной части колонны
относительно рассматриваемого пласта в следующем порядке.

2.1. Разбить ствол скважины на участки
длиной l_i от устья скважины: верхний — длиной 500 м, второй —
до глубины башмака ранее спущенной колонны, третий — до подошвы наиболее
«слабого» пласта, ниже — через каждые 500 м.

Наиболее «слабый» пласт — пласт, на
глубине подошвы которого в процессе последних долблений при углублении скважины
имела место наименьшая разница между давлением гидроразрыва (поглощения) и
гидродинамическим давлением в стволе скважины.

2.2. Используя информацию по скважине по
последним долблениям, определить:

2.2.1. Величину P_г_i — гидростатическое давление на каждую рассматриваемую
точку, в том числе подошву «слабого» пласта Р_гс.

2.2.2. Величину [P]_i, [Р]_с, как сумму Р_г_i (P_гс) и
гидравлических сопротивлений в затрубном пространстве на участке от
рассматриваемой точки (подошвы «слабого» пласта) до устья.

2.2.3. Величину Р_гп —
гидростатическое давление на кровлю продуктивного пласта (при его отсутствии —
на забой скважины).

2.2.4. [Р]_п, как
сумму Р_гп и гидравлических сопротивлений в затрубном
пространстве на участке от кровли продуктивного пласта (забоя скважины) до
устья.

2.3. Для каждой нижней точки выбранного
участка l_i вычислить [V]_i.

Принять в качестве расчетных для каждой
точки величины [V]_p из условия:

где [V]_с
— допустимая скорость спуска колонны для подошвы «слабого» пласта при любой длине
спущенной колонны;

[V]_п
— допустимая скорость спуска колонны для кровли продуктивного пласта (забоя
скважины) при любой длине спущенной колонны.

2.4. С достаточной для практических целей
точностью принять условие, что скорость [V]_p изменяется от каждой точки к последующей по убывающей линейной
зависимости.

2.5. Разбить интервалы между
рассматриваемыми точками на подинтервалы, на которых [V]_р
снижается ступенями через каждые D[V]_р
= 0,05 м/с.

Полученные скорости спуска на каждой
ступени являются искомыми величинами допустимых скоростей спуска колонны.

2.6. Окончательное решение принимается с
выполнением следующих ограничений:

2.6.1. В обсаженном стволе скважины
скорость спуска должна быть в пределах 0,7 ¸ 0,5 м/с. В

случае, если [V]_p < 0,5 м/с,
принимать скорость спуска [V]_p.

Если ствол скважины обсажен до кровли
продуктивного пласта или до глубины выше кровли продуктивного пласта на 150 —
200 м и менее, скорость спуска за 150 ¸ 200 м до
входа в продуктивный пласт принимать 0,5 ¸ 0,3 м/с, но
не более [V]_p.

2.6.2. В необсаженном стволе скважины до
глубины выше кровли продуктивного пласта (при его отсутствии — забоя) на 200 —
250 м скорость спуска принимать 0,5 ¸ 0,3 м/с, но
не более [V]_p.

2.6.3. В интервале продуктивного пласта
(при его отсутствии — за 150 ¸ 200 м до забоя) скорость
спуска принимать 0,25 ¸ 0,20 м/с, но не более [V]_p.

Примечание.
В НПО «Бурение» разработана компьютерная программа, которая может быть
использована для расчетов уточненных, в особо ответственных и сложных случаях, а
также для типовых геолого-технических условий крепления скважин.

Приложение 16

ОЦЕНКА КАЧЕСТВА КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН ГЕОФИЗИЧЕСКИМИ
МЕТОДАМИ

1. Комплекс аппаратуры и объем
геофизических исследований

1.1. Геофизические методы обеспечивают
определение следующих показателей:

— высоты подъема тампонажного раствора за
обсадной колонной;

— степени и характера заполнения
затрубного пространства тампонажным камнем в интервале цементирования;

— наличия или отсутствия контактных
связей цементного камня с обсадной колонной и горными породами;

— наличия или отсутствия каналов, газа
или жидкости и заколонных перетоков;

— эксцентриситета обсадной колонны в
стволе скважины;

— наличия и места установки заколонной
технологической оснастки;

— фактических толщин стенок обсадной колонны,
в том числе изношенной;

— фактических внутренних диаметров
обсадной колонны, при наличии соответствующей аппаратуры.

1.2. Аппаратура, методики определения
показателей качества цементирования, а также условия и области их применения
описаны в соответствующих РД, представленных в таблице.

2. Перед проведением исследований
внутренняя поверхность обсадной колонны должна быть прошаблонирована и очищена
тщательной промывкой.

3. Заключение по оценке состояния
зацементированного затрубного пространства каждой конкретной скважины должно
выдаваться по комплексу геофизических исследований; заключение по каждому
отдельному методу является недостаточно объективным или невозможным.

4. С целью получения более достоверной
информации о состоянии зацементированных скважин, особенно при определении
интервалов затрубных перетоков и негерметичности обсадных колонн, необходимо
использовать выпускаемый НПО «Геофизприбор», г. Краснодар комплексный прибор
контроля цементирования ИКЦ-1М, позволяющий одновременно снимать показания
двухчастотного термометра и потециал-зонда.

5. При внедрении в производство
тампонажных материалов, образующих цементный камень с резким отличием по своим
физико-механическим свойствам от ранее применявшихся, особенно зависящим от
термобарических условий формирования, оценка состояния зацементированных
скважин должна проводиться по специально разработанным методическим указаниям,
разрабатываемым (дополняемым) на основании экспериментальных исследований. Это
относится, в первую очередь, к облегченным тампонажным материалам, аэрированным
тампонажным системам и др., на основе которых образуется тампонажный камень
низкой плотности, пониженной прочности на изгиб и сжатие и обладающий присущими
ему акустическими характеристиками.

Таблица к П.16

Показатели качества цементирования скважин	Методы определения	Руководящие документы	Условия применения	Примечание
1	2	3	4	5
1. Высота подъема тампонажного раствора за обсадной колонной	а) акустический (АКЦ^* + ФКД^**)	Руководство по применению акустических и радиометрических методов контроля качества цементирования нефтяных и газовых скважин, Уфа, 1978. Технология проведения исследований и интерпретации данных, получаемых аппаратурой ЦМГА-2 и УЗБА-21 в различных геолого-технических условиях скважин, РД 39-4-1204-84, 1986	Для каждого конкретного региона оптимальное время проведения измерений акустическим методом определяется экспериментально с учетом и в зависимости от теплового режима скважин, физико-химических свойств цементного раствора и его начальной температуры, но не ранее 20 — 24 ч после цементирования для портландцементного раствора плотностью 1,85´10³ кг/м³
	б) способ отражения акустических волн	Способ определения высоты подъема тампонажных растворов за обсадными колоннами путем регистрации отраженных акустических волн, РД 39-4-1252-85, 1985	Измерения проводят не ранее, чем через 12 ч после окончания цементирования
	в) гамма-гамма метод (ГГМ)	РД 4-1204-84, 1986, а также Методическое руководство по интерпретации диаграмм, зарегистрированных скважинным гамма-плотномером-толщиномером СГДТ-НВ, РД 39-0147716-001, 1989	Плотность тампонажного раствора должна быть больше плотности бурового не менее, чем на 0,3´10³ кг/м³
	г) термометрия	«Методика применения акустических и термометрических методов изучения процессов формирования цементного камня в период ОЗЦ скважин», Краснодар, 1980	Срок проведения измерений — период схватывания тампонажного раствора
2. Степень и характер заполнения затрубного пространства тампонажным раствором	Гамма-гамма метод	Пункты 1а, 1в наст. табл.	Пункт 1в	Достоверность результатов исследований снижается для интервалов ствола, перекрытого предыдущими колонками (колонной)
3. Наличие или отсутствие контактных связей цементного камня с обсадной колонной и горной породой, затрубных перетоков	Акустический (АКЦ + ФКД)	Пункт 1а там же	Пункт 1а	Достоверность результатов исследований снижается при исследовании труб, покрытых лаками; также смотри пункт 2
	Термометрия Шумометрия Потенциал-зондирование	Технология проведения исследований и интерпретации данных акустической цементометрии в кондукторах, технических колоннах при многоколонных конструкциях скважин — дополнение к РД 39-4-1204-84, Уфа, 1987. «Инструкция по использованию комплексного индикатора контроля цементирования — ИКЦ-1М», г. Краснодар, «Нефтегеофизприбор», 1990		Достоверность результатов акустических и радиометрических методов зависит от обеспеченности геофизических производств поверочными установками типа УПТП-1 и УПАК-1
4. Эксцентриситет обсадной колонны в стволе скважины	Гамма-гамма метод	Пункты 1а, 1в	Пункт 1в	Пункт 2
5. Количество и места установки центраторов, заколонных пакеров и другой технологической оснастки	Гамма-гамма метод	Пункты 1а, 1в	Пункт 1в

_____________

^* Акустическая цементометрия.

^** Метод регистрации фазокорреляционных
диаграмм

6. Методические особенности оценки
качества цементирования обсадных колонн аэрированными системами.

6.1. Аэрированный тампонажный камень в
заколонном пространстве скважины представляет собой газонаполненную систему с
изменяющимися по глубине акустическими свойствами. Вследствие этого при записи
акустических сигналов затухание волн по колонне (основной критерий при
акустическом контроле цементирования) изменяется от минимального значения у
дневной поверхности до вполне определенного и равного на глубине ~ 1000 м
затуханию, близкому к случаю нахождения за колонной чистого портландцемента.

6.2. Контроль скважин, зацементированных
аэрированными тампонажными растворами со степенями аэрации, указанными в прил. 6 к
настоящей Инструкции, следует проводить с использованием аппаратуры
акустического контроля цементирования, руководствуясь РД-39-4-1024-84
«Технология исследования и интерпретация данных, получаемых аппаратурой ЦМГА-2
и УЗБА-21 в различных геолого-технических условиях обсаженных скважин», а также
аппаратуры записи фазокорреляционных диаграмм типа «Волна», БФКА,
руководствуясь РД 39-0147009-534-87 «Технология контроля цементирования скважин
с применением фазокорреляционных диаграмм».

Последняя технология предусматривает
повышение информативности аппаратуры акустического контроля путем регистрации
фазокорреляционных диаграмм. Основное преимущество ее состоит в том, что она
позволяет определять наличие контактов цементного камня не только с колонной,
но и с породами, уточнять данные аппаратуры АКЦ, особенно при наличии в разрезе
скважин «высокоскоростных пород». Таким образом, совместная интерпретация
диаграмм аппаратуры АКЦ и фазокорреляционных диаграмм позволяет делать более
точные заключения о герметичности заколонного пространства по сравнению с
данными только одной аппаратуры АКЦ.

6.3. Интерпретация данных акустического
контроля от забоя до уровня 1000 м от дневной поверхности не отличается от
интерпретации данных, получаемых в скважинах, зацементированных стандартным
портландцементом плотностью 1800 кг/м³, и проводится согласно
РД-39-4-1024-84 и РД-39-0147009-534-87.

6.4. Интерпретация верхнего интервала
скважины (0 — 1000 м) затруднена вследствие изменения закономерности показаний
приборов УЗБА-21 по изложенной выше причине.

В случае необходимости получения более
точной информации о данном участке следует дополнительно к данным акустического
контроля и записи фазокорреляционных диаграмм проводить запись СГДТ-2 и СГДТ-3,
интерпретация которых изложена в «Руководстве по применению акустических и
радиометрических методов контроля цементирования нефтяных и газовых скважин»
(г. Уфа, 1978).

Совместная интерпретация проводится путем
сравнения диаграмм АКЦ, фазокорреляционных диаграмм и СГДТ.

6.5. Данные о плотности аэрированного
тампоиажного камня за колонной по диаграммам СГДТ-2 или СГДТ-3 используется как
дополнительная информация к диаграммам АКЦ и волновым картинам аппаратуры
записи ФКД с целью идентификации участков с некачественным цементированием или,
наоборот, с качественным, но с заниженной плотностью аэрированного тампонажного
камня.

6.6. Высота подъема аэрированного
тампонажного камня за обсадной колонной определяется акустическим методом с
дополнительной регистрацией волн, отраженных от муфтовых соединений. При этом
запись на скважине проводится стандартной аппаратурой акустического контроля в
комплексе с индикаторами записи фазокорреляционных диаграмм типа «Волна», БФКА
или индикаторной приставкой ИПАК.

Интерпретация данных проводится согласно
РД-39-0147009-534-87 «Технология контроля цементирования скважин с применением
регистраторов фазокорреляционных диаграмм «Волна», БФКА» и РД-39-4-1252-85
«Способ определения высоты подъема тампонажных растворов за обсадными колоннами
путем регистрации отраженных акустических волн».

В случае записи диаграмм СГДТ-2 или
СГДТ-3 их также привлекают для определения высоты подъема цемента вместе с
записями аппаратуры АКЦ, «Волна» и ИПАК.

6.7. Время начала проведения
акустического контроля цементирования скважин аэрированным портландцементным
раствором должно составлять не менее 48 часов после цементирования.

Колонна должна быть заполнена до устья
однородной по физическим свойствам жидкостью, не содержащей пузырьков газа.

6.8. Подготовка скважин и геофизической
аппаратуры к проведению исследований должна удовлетворять требованиям
РД-39-4-1024-84 «Руководство по применению акустических и радиометрических
методов контроля цементирования нефтяных и газовых скважин» и «Технология
исследования и интерпретация данных, получаемых аппаратурой ЦМГА-2 и УЗБА-21 в
различных геолого-технических условиях обсаженных скважин».

Приложение 17

Заказчик
________________________________________________________________

Наименование организации (предприятия)

Подрядчик
______________________________________________________________

Наименование организации (предприятия)

АКТ
испытания на герметичность обсадной колонны и устьевого оборудования

Скважина № _______________ площади
(месторождения)

«___» _________________ ____ г. ________________

место составления

Мы, нижеподписавшиеся, представители:

От Заказчика ____________________________________________________________

Должность, Ф. И. О.

От Подрядчика
__________________________________________________________

Должность, Ф. И. О.

От
_____________________________________________________________________

Должность, Ф. И. О., наименование организации

________________________________________________________________________

Госгортехнадзора, противофонтанной службы

Составили настоящий
акт об испытании на герметичность обсадной колонны и устьевого оборудования.

1. Данные по скважине

1.1. Глубина забоя по длине ствола
_____ м, по вертикали _____ м

1.2. Наименование колонны
_______________________________________________

1.3. Наружный диаметр колонны, мм, в
интервале от ___ до ___ м, от ___ до ___ м.

1.4. Диаметр ________ мм, интервал от
__________ до м, тип ___________________ незацементированного фильтра.

1.5. Типы и глубины установки, м,
устройств для ступенчатого цементирования, стыковки секций, «головы» потайной
колонны _________________________________

1.6. Глубина «головы» цементного
стакана верхней ступени (секции) ____ м; промежуточной ступени (секции) ____
м, над башмаком колонны _____________ м.

1.7. Фактические интервалы
цементирования по геофизическим данным (по ступеням,
секциям)_________________________________________________________

________________________________________________________________________

1.8. Тип колонной головки
________________________________________________

1.9. Тип, состав устьевого
противовыбросового оборудования

_______________________________________________________________________

1.10. Величина натяжения (разгрузки)
колонны при подвеске на колонную головку

_____________________________________________________________________
тс.

1.11. Тип, плотность, г/см³,
бурового раствора за обсадной колонной

________________________________________________________________________

2. Испытание на
внутреннее давление жидкостью

2.1. Дата испытания
______________________________

2.2. Диаметр, мм, интервал испытываемой
колонны до разбуривания цементного стакана от _____ до _____ м.

2.3. Перед испытанием колонна заполнена
жидкостью плотностью от _____ до _____ м _____ г/см³, от _____ до
_____ м _____ г/см³

2.4. Продолжительность ОЗЦ от окончания
цементирования испытываемой колонны (ступени, секции) ________________ ч

2.5. Нагнетаемый агент
____________________________________________________

2.6. Нагнетание агента осуществлялось
через _________________________________

место закачивания

2.7. Объем закачанного агента
___________________________________________ м³

2.8. Давление поднято до
______________________________________________ МПа

2.9. Наблюдение в течение
_____________________________________________ мин

2.10. Изменение давления от ____________________
до ____________________ МПа

2.11. Объем вышедшего агента при снятии
давления ________________________ м³

2.12. Заключение
________________________________________________________

________________________________________________________________________

3. Испытание на
внутреннее давление газообразным агентом

_____________________

наименование агента

3.1. Дата испытания
_____________________________________________________

3.2. Диаметр испытываемой колонны
____________________________________ мм

3.3. Глубина «головы» цементного
стакана ________________________________ м

3.4. Продолжительность ОЗЦ после
окончания цементирования испытываемой колонны (ступени, секции) ________ ч

3.5. В колонну спущены трубы диаметром
__________ мм до глубины ________ м.

3.6. Скважина заполнена
___________________ плотностью ______ г/см³

наименование жидкости

3.7. Операции по испытанию
_____________________________________________

_______________________________________________________________________

3.8. Заключение
_________________________________________________________

_______________________________________________________________________

4. Испытание цементного
кольца за башмаком колонны

4.1. Дата испытания
_____________________________________________________

4.2. Диаметр обсадной колонны
________________________________________ мм.

4.3. Глубина башмака колонны по длине
__________ м по вертикали _________ м.

4.4. Интервал разбуривания цементного
стакана по длине от ______ м до _____ м.

4.5. Продолжительность ОЗЦ после
окончания цементирования ____ч.

4.6. Обсадная колонна заполнена перед
испытанием ______ плотностью ____ г/см³.

наименование жидкости

4.7. Обсадная колонна заполнена при
испытании от _____ м до _____ м _________

наименование жидкости

плотностью _____ г/см³, от _____ м до _____ м, __________ плотностью, ____ г/см³

наименование жидкости

4.8. Давление гидроразрыва пород у
башмака колонны ____________________ МПа

4.9. Испытание колонны:

4.9.1. Закачано ____________________
плотностью _____ г/см³

наименование жидкости

4.9.2. Давление
поднято до ___________________________________________ МПа.

4.9.3. Выдержка под давлением
________________________________________ мин.

4.9.4. Давление изменилось от _____ до
_____ МПа.

4.9.5. Объем вышедшего из колонны
агента при снижении давления _____ м³.

5. Заключение
___________________________________________________________

________________________________________________________________________

Подписи членов комиссии:
________________________________________________

Ф. И. О.

______________________________________________________

Ф. И. О

______________________________________________________

Ф. И. О

Приложение 18

Примерное содержание формы

УЧЕТНАЯ КАРТОЧКА НА КРЕПЛЕНИЕ СКВАЖИНЫ

1. № скважины и площадь (месторождение).

2. Наименование буровой организации.

3. Глубина забоя ствола скважины^*
с указанием — условно-вертикальная, наклоннонаправленная, горизонтальная.

4. Диаметр обсадной колонны с указанием
глубины перехода диаметров при двухразмерной колонне.

5. Наименование (назначение) обсадной
колонны.

6. Интервал спуска обсадной колонны.

7. Способ цементирования.

8. Дата составления карточки.

____________

^* Здесь и далее глубины и интервалы
указываются по длине ствола скважины (колонны)

Содержание формы

1. Сведения о предыдущей обсадной колонне
(при спущенной потайной колонне — с учетом предшествующей промежуточной
колонны).

1.1. Диаметр, глубина перехода диаметра.

1.2. Глубина башмака.

2. Сведения о стволе скважины.

2.1. Диаметр номинальный.

2.2. Условно осредненный диаметр по всему
стволу.

3. Геостатическая температура на глубине
башмака колонны. При отсутствии данных — статическая температура с указанием
продолжительности отсутствия циркуляции перед измерением.

4. Параметры бурового раствора.

4.1. По окончании последнего долбления.

4.2. По окончании подготовки ствола
скважины к спуску обсадной колонны.

4.3. Перед цементированием.

5. Вид флюида во вскрытом продуктивном
горизонте (ах).

6. Пластовые давления в обсаживаемом
стволе скважины по характерным горизонтам с указанием глубины кровли по
вертикали и длине.

7. Подготовка ствола скважины.

7.1. Компоновки КНБК в порядке применения
с указанием вида работ — проработка, шаблонирование.

7.2. Глубины, продолжительность и режимы
промежуточных промывок при спуске КНБК.

7.3. Продолжительность и режим промывки
на конечной глубине.

7.4. Вид обработок и добавок к буровому
раствору.

7.5. Параметры бурового раствора перед
подъемом КНБК под спуск колонны.

8. Спуск обсадной колонны.

8.1. Календарные даты и время: окончания
промывки перед подъемом КНБК и начала спуска колонны; продолжительность нахождения
скважины без промывки.

8.2. Компоновка спущенной колонны по
форме «Мера обсадной колонны», прилагаемой к Учетной карточке.

8.3. Дата и время начала и окончания
спуска колонны, в том числе раздельно по спуску колонны и допуску на бурильных
трубах нижней секции.

8.4. Скорость спуска колонны
поинтервально.

8.5. Промывки скважины, дата, время,
режим:

— промежуточные, глубины;

— после спуска секции;

— после допуска колонны.

8.6. Характер выхода раствора на устье
при спуске колонны поинтервально.

8.7. Характер выхода раствора на устье
при промывках.

8.8. Параметры бурового раствора по
окончании промывки перед цементированием.

9. Буферная жидкость и жидкость
затворения — анализы по формам прил. 9 и 11 к Инструкции:

9.1. Способ приготовления.

9.2. Приготовленный объем, параметры.

9.3. Расход воды (другой жидкости),
материалов и химреагентов на весь объем.

10. Тампонажный материал (композиция).

10.1. Тип, марка, ГОСТ, ОСТ, ТУ исходного
цемента.

10.2. Добавки сухих компонентов — тип,
ГОСТ, ОСТ, ТУ.

10.3. Состав сухой композиции в массовых
частях.

10.4. Способ приготовления сухой
композиции.

10.5. Количество (масса) сухого материала
по типам, загруженного в смесительные машины, накопители для затворения.

11. Состав цементировочной техники по
типам (маркам, шифрам) и количеству единиц, участвующих в цементировании:

11.1. Цементировочные агрегаты, диаметр
цилиндровых втулок.

11.2. Цементно-смесительные машины или
другие средства затворения цемента, тип гидросмесительного устройства, тип
насадка («штуцера») на смесителе и размер.

11.3. Осреднительные емкости.

11.4. Манифольд высокого давления.

11.5. Станция контроля процесса цементирования.

11.6. Цементировочная головка.

11.7. Комплект цементировочных пробок,
последовательность пуска пробок в колонну.

12. Цементирование обсадной колонны, —
дата, час начала затворения и определения давления «стоп».

12.1. Объем закачанной буферной жидкости
перед тампонажным раствором.

12.2. Затворение и закачивание
тампонажного раствора по типам раствора:

— начало-конец затворения;

— начало-конец закачивания;

— средняя плотность по объему,
закачанному в скважину;

— режим закачивания, давление.

12.3. Время от окончания закачивания
тампонажного раствора до начала продавливания (закачивания буферной жидкости).

12.4. Объем буферной жидкости после
тампонажного раствора и режим закачивания.

12.5. Продавливание тампонажного раствора
(с учетом буферной жидкости):

— тип, параметры продавочной жидкости;

— начало-конец;

— режим продавливания по объемам и
продолжительности основного объема;

— объем жидкости на определение давления
«стоп»;

— определение давления «стоп»:
начало-конец, давление перед «стоп», давление «стоп».

12.6. Положение обсадной колонны при
цементировании (на крюке, расхаживание, на роторе).

12.7. Характер выхода бурового раствора
на устье по операциям процесса цементирования.

13. Период ОЗЦ.

13.1. Состояние обратного клапана.

13.2. Положение обсадной колонны
(бурильных труб, в случае спуска секцией), показания индикатора веса.

13.3. Положение цементировочной головки
«открыто-закрыто», избыточное давление.

13.4. Положение превентора и задвижки
(крана) на затрубном пространстве «открыто-закрыто», избыточное давление
(создаваемое или самопроизвольное, перелив).

13.5. Продолжительность ОЗЦ:

— до разгерметизации затрубного
пространства;

— до снятия цементировочной головки;

— до разгрузки колонны на ротор;

— до начала проведения геофизических
работ в колонне;

— до начала оборудования устья скважины
(с момента разгрузки обсадной колонны).

14. Работы в обсадной колонне после
цементирования нижней ступени (секции) колонны пооперационно с отражением
минимума технологических сведений с указанием дат и времени.

15. Оборудование устья скважины, дата,
время.

15.1. Типоразмер устьевого оборудования.

15.2. Разгрузка — натяжка обсадной
колонны, остаточная натяжка.

15.3. Испытание устьевого оборудования.

16. Результаты оценки качества
цементирования по геофизическим данным.

16.1. Виды операций.

16.2. Высота подъема цемента от устья.

16.3. Распределение цемента за колонной
поинтервально.

16.4. Наличие затрубных перетоков.

17. Испытание обсадной колонны на
герметичность пооперационно, в том числе СПО, разбуривание внутриколонного
оборудования, испытание после разбуривания.

17.1. Дата, время.

17.2. Рабочий агент при испытании.

17.3. Вид операции, параметры.

17.4. Результаты испытания.

18. Оформление Учетной карточки.

18.1. Карточка оформляется
непосредственно на буровой.

18.2. Подписывается с указанием
должности, предприятия, ФИО:

— руководителем буровой бригады;

— ответственными представителями
геологической и технологической служб бурового предприятия;

— ответственным представителем
предприятия — Заказчика;

— ответственным представителем
тампонажного предприятия.

18.3. Утверждается руководителями (гл.
инженер или гл. геолог) предприятий — Заказчика и Подрядчика.

Примечание.
Целесообразно разрабатывать отдельные формы Учетной карточки для кондуктора,
обсадной колонны, спускаемой в один прием и цементируемой в один прием или в
две-три ступени, обсадной колонны, спускаемой секциями.

Приложение

к Учетной карточке на
крепление скважины

Компоновка спущенной ________ мм колонны

В скв. № ______________ площади (месторождения) «___» _________________ ____ г.

№ в порядке спуска	Наружный диаметр труб, мм	Толщина стенки, мм	Группа прочности стали	ГОСТ, ОСТ, ТУ стандарт (импорт.)	Тип резьбы	Завод-изготовитель, фирма	Номер и дата сертификата	Заводской номер трубы	Сведения о контроле труб перед спуском	Герметизирующий состав при спуске	Длина трубы, м	Внутриколонная и заколонная оснастка	Нарастающая длина колонны, м
Наименование, тип, шифр	Длина в составе колонны, расстояние от башмака, м
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15

Ответственные представители:

От бурового предприятия		От Заказчика
__________________________________ Наименование бурового предприятия		_________________________________ Наименование предприятия
__________________________________ Должность технолога, Ф. И. О.	_________ подпись	_______________ должность, Ф. И. О.	___________ подпись
Должность геолога, Ф. И. О.	_________
__________________________________ Начальник буровой (бур. мастер)	_________ подпись

СОДЕРЖАНИЕ

Источник

ДОПОЛНЕНИЕ К «ИНСТРУКЦИИ ПО РАСЧЕТУ ОБСАДНЫХ КОЛОНН ДЛЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН», М., 1997 г.

База нормативно-технической документации для проектировщиков и строителей объектов газовой промышленности

Вы можете получить любой документ БЕСПЛАТНО, если вышлете нам документ из раздела «Мы ищем»

Купить или обменять документ Вы можете независимо от Вашего местоположения. Если не нашли нужный документ-напишите нам, мы его добавим на сайт.

Поиск по каталогу

АННОТАЦИЯ

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

2. КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН

3. ПОДГОТОВКА БУРОВОЙ УСТАНОВКИ, ОБОРУДОВАНИЯ, ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ

4. ОБСАДНЫЕ ТРУБЫ

5. ТАМПОНАЖНЫЕ МАТЕРИАЛЫ

6. ТАМПОНАЖНЫЕ РАСТВОРЫ

7. БУФЕРНЫЕ ЖИДКОСТИ (системы)

8. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ОСНАСТКА ОБСАДНЫХ КОЛОНН

9. ЦЕМЕНТИРОВОЧНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

10. ПОДГОТОВКА СТВОЛА СКВАЖИНЫ К СПУСКУ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ

11. СПУСК ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ

12. ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

13. ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ ПОСЛЕ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

14. ОСОБЕННОСТИ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН В ЗОНАХ РАСПРОСТРАНЕНИЯ МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ПОРОД

Приложение 1

Приложение 2

Приложение 3

Приложение 4

Приложение 5

Приложение 6

Приложение 7

АКТ о готовности буровой установки к креплению скважины

Приложение 8

АКТ о подготовке обсадных труб для крепления скважины №________ площади _____________________

Приложение 9

Приложение 10

Приложение 11

РЕЦЕПТУРА тампонажного раствора

Приложение 12

Приложение 13

Приложение 14

Приложение 15

Приложение 16

Приложение 17

АКТ испытания на герметичность обсадной колонны и устьевого оборудования

Приложение 18

Новое и полезное:

ДОПОЛНЕНИЕ
К «ИНСТРУКЦИИ ПО РАСЧЕТУ ОБСАДНЫХ КОЛОНН ДЛЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН», М., 1997 г.

3. ПОДГОТОВКА БУРОВОЙ УСТАНОВКИ, ОБОРУДОВАНИЯ,
ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ

8. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ОСНАСТКА
ОБСАДНЫХ КОЛОНН

10. ПОДГОТОВКА СТВОЛА СКВАЖИНЫ К СПУСКУ ОБСАДНОЙ
КОЛОННЫ

13. ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ
ПОСЛЕ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

14. ОСОБЕННОСТИ КРЕПЛЕНИЯ
СКВАЖИН В ЗОНАХ РАСПРОСТРАНЕНИЯ МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ПОРОД

АКТ
о готовности буровой установки к креплению скважины

АКТ
о подготовке обсадных труб для крепления скважины №
площади _____________

РЕЦЕПТУРА
тампонажного раствора

АКТ
испытания на герметичность обсадной колонны и устьевого оборудования