Техническое задание на проведение открытого конкурса на выполнение сервисных услуг по цементированию разведочных скважин №№ 62, 66, 71, 74 Ковыктинской площади Наименование конкурса – сервисные услуги по цементированию. Заказчик - ООО «Газпром бурение». Период проведения работ: апрель 2014г. – февраль 2015г. Общие сведения о скважинах Район строительства скважины: Цель бурения: Проектный горизонт: Номера скважин: Вид скважины: Количество скважин на кусте: Характеристика подъездных дорог: - протяженность бетонной дороги, км - протяженность существующей грунтовой дороги, км - протяженность грунтовой дороги с отсыпкой, км - автозимника, км Иркутская область, Жигаловский район. разведочное парфеновский 62, 66, 74, 71 Вертикальная Одиночные 553 (max) 49 (max) Протяженность дорог и подъездных путей до скважин, км: - скв.Квт 62 – база Нючакан 51,3 км (всесезонная) 23,8 км (зимник) - скв.Квт 62 - п. Жигалово 64,9 км (всесезонная) 23,8 км (зимник) - скв.Квт 62 - г. Иркутск 464,9 км (всесезонная) 23,8 км (зимник) - скв.Квт 66 – база Нючакан 38,2 км (всесезонная) 49 км (зимник) - скв.Квт 66 - п. Жигалово 153 км (всесезонная) 49 км (зимник) - скв.Квт 66 - г. Иркутск 553 км (всесезонная) 49 км (зимник) - скв.Квт 71 – база Нючакан 51,3 км (всесезонная) 45,2 км (зимник) - скв.Квт 71 - п. Жигалово 64,9 км (всесезонная) 45,2 км (зимник) - скв.Квт 71 - г. Иркутск 464,9 км (всесезонная) 45,2 км (зимник) Период действия автозимников: 135 суток (01 декабря – 15 апреля) 1 Геологическая информация. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины Стратиграфическое подразделение название Глубина залегания, м Элементы залегания (падения) пластов по подошве, град. угол азимут Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.д.) от (кровля) 3 0 до (подошва) 4 10 5 10 6 - 7 - 8 Отложения представлены глинами, супесями с галечниками и обломками нижележащих пород. Ордовикская система устькутская + O1 ийская свиты uk+is 10 91 81 0°30’ - В верхней части разрез сложен песчаниками, алевролитами зеленовато-серыми, серыми, редко известняками красновато-коричневыми. В нижней части разрез представлен доломитами с прослоями известняков зеленовато-серых темно-серых, песчаников серых, светло- и желтовато-серых. Кембрийская система верхоленская + Є2-3 илгинская свиты vl+il 91 707 616 0°30’ - литвинцевская свита 707 962 255 0°30’ - Свиты сложены красноцветными, реже зеленовато-серыми песчано-глинистоалевролитовыми породами, мергелями с включениями гипсов. В подошве отмечаются доломиты глинистые, зеленовато-серые и темно-серые, с включениями и прослоями розовобелых гипсов. Верхнелитвинцевская свита представляет собой толщу, сложенную каменными солями, доломитами с подчиненными прослоями известняков и гипс–ангидритами. В кровле подсвиты выделяется пласт карбонатов с прослоями сульфатов. Породы светло–серые, темно– и зеленовато–серые, участками окремненные и трещиноватые. Пласты каменной соли достигают толщины 50 м. Слой карбонатов в кровле подсвиты представлен водорослевыми, онколитовыми доломитами серыми, темно–серыми, прослоями известковистыми, окремненными толщиной 22-33 м. Прослои песчаников имеют толщину 1-3 м. Песчаники с сульфатным и галитовым цементом. В нарушенных зонах галитовый цемент 1 Четвертичная система индекс Мощность, м 2 Q Є1-2 lt 2 ангарская свита Є1 an 962 1460 498 0°30’ - булайская свита Є1 bl 1460 1593 133 до 1° - бельская свита Є1bs 1593 2014 421 до 1° - размыт, а каменные соли выщелочены. Нижнелитвинцевская свита сложена преимущественно доломитами серыми, светло–коричневато–серыми, иногда кавернозными, массивными, с подчиненными прослоями в верхней части разреза каменных солей, с редкими прослоями глинистых доломитов темно–серых, светло–серых, серых песчаников, ангидрито–доломитов и ангидритов голубовато–белых. Толщина прослоев песчаников от 0,5 до 6 м. Нижнеангарская подсвита представлена доломитами, реже известняками, доломито-ангидритами, глинистыми доломитами, серыми, с прослоями каменных солей. В породах отмечаются примеси терригенных компонентов. Толщина карбонатных пластов от первых метров до 30-32 м, каменных солей до 30-46 м. В верхней части разреза нижнеангарской подсвиты четыре пласта массивных доломитов серых, коричневато–серых, известковистых, реже известняков, ангидрито–доломитов, разделенных прослоями каменных солей толщиной 2-25 м. Верхнеангарская подсвита сложена переслаиванием солей грязно-серых, прозрачных, доломитов серых, темносерых, мелкозернистых, доломитов глинистых. Отложения представлены однородной толщей доломитов серых, коричневатосерых, иногда песчанистых и окремненных. Верхнебельская подсвита сложена переслаиванием каменных солей грязно-серых, прозрачных, с доломитами серыми, темно-серыми, участками мелкозернистыми. Нижне-среднебельская подсвита представлена доломитами, участками известковистыми, известняками мелкозернистыми, с подчиненными прослоями доломито-ангидритов, ангидритов, доломитов глинистых и редких прослоев каменных солей. Породы серые, темносерые, толстоплитчатые. В кровле подсвиты трещиноватые, кавернозные доломиты и известняки мелкозернистые, серые, темно-серые. В 3 усольская свита Є1us 2014 2633 619 0°10’ - Кембрийская система - Венд тэтэрская свита V-Є1tt 2633 2717 84 0°10’ - Венд собинская свита Vsb 2717 2797 80 0°15’ - катангская свита V ktg 2797 2905 108 0°15’ - чорская свита Vch 2905 3016* 111 0°15’ - подошве подсвиты плотные доломиты серые, коричневато-серые, с прослоями известняков, доломито-ангидритов и глинистых доломитов. Карбонатно-соленосные отложения. Представлены переслаиванием толщ каменных солей грязно-серых, бледнорозовых, прозрачных, мощностью 30 – 80 м, доломитов и известняков. В кровле и подошве свиты - соли. В подошвенной части усольской свиты (в 100 м выше подошвы) залегает осинский горизонт, сложенный доломитами, реже известняками серыми, темно-серыми, с подчиненными прослоями ангидритодоломитов и доломитов глинистых темносерых. Отложения представлены доломитами, доломитами известковистыми, доломитоангидритами серыми, коричневыми, с прослоями ангидритов. В кровле свиты выделяется горизонт, представленный двумя пластами органогенных доломитов серых, коричневато– и темно–серых, участками окремненных с подчиненными прослоями ангидритов, ангидрито– доломитов и глинистых доломитов. Переслаивание доломитов, глинистых доломитов, доломит-ангидритов, реже ангидритов. Породы серые, темно- и коричневато-серые. Отложения представлены переслаиванием серых до темно-серых доломитов, доломитов–ангидритов, реже ангидритов. В подошвенной части доломиты в различной степени обогащенны глинистым материалом, с подчиненными тонкими прослоями алевролитов. Отложения верхнечорской подсвиты представлены пачкой песчаников (парфеновский горизонт) серых, зеленовато-серых с подчиненными прослоями алевролитов и аргиллитов. Отложения нижнечорской подсвиты представлены неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Породы серые, темно- 4 серые до черных, реже зеленоватосерые. Песчаники кварцевые, кварцполевошпатовые. В подошвенной части нижнечорской подсвиты прослои песчаников, преимущественно мелкозернистых, алевритистых, темносерых, плотных перекрытые тонким переслаиванием темно-серых до черных алевролитов и аргиллитов. Примечание. * - приведен разрез для усреднённой скважины. Максимальная глубина скважины Квт 74 3370м Геокриологические данные разреза – в интервале 2 – 60 м распределение температуры: 5-6 м 1,6 - 2,00С; 10-28 м 0,2 - 1,00С. Температура фазового перехода воды в лед: от -1 до -20С. (низ) 1 2 Vch 2909 (пла ст П1) 3 2936 2938 2964 Vch 4 газ + конденсат Содержание ОтносиПронительная цаемость, серы, Серо- со2, % плотность мДа/ водо- % газа по подвирода, воздуху жность, % мкм / (МПа с) 5 720,4 6 0,637 7 0,001952,2/- 8 12 - 9 10 11 отс. 0,06 75,0-185,0 (9,0-10,6) 720,4 0,637 0,002836,0 / - - отс. 0,06 30,0-235,6 Содержание газового конденсата, г/м3 ДО Плотно сть жидкой фазы в атмосферных условиях, кг/м Газовый фактор нефти, М3 /м3 от (верх) Тип флюида Температура на устье, °С Температура в пласте, °С Индек с Интервал, м пласта Средний дебит: газа, тыс.м /сут (конденсата, т/сут) Нефтегазоносность 14 - 13 52,8 - 15 66 - 53,4 - 66 (пла ст П2) 5 Характеристика вскрываемых пластов Индекс пласта Vch (пласт П1) Vch (пласт П2) Интервал залегания от до (верх) (низ) Тип коллек тора Тип флюи да Пористость, % Прониц аемость, мДа Коэфф-т газо-, конденсатонефтенасыщенности Пластовое давле ние, МПа Коэф фици ент аномальности Толщина Глинистого раздела флюидвода, м газ + конденсат газ + конде нсат 0,2-18,4 0,2-18,4 0,001952,2 0,002836,0 0,72-0,85 29,1 27,9 1,020,97 - 0,47-0,72 27,9 28,2 0,97 - 2909 2936 Поровый 2938 2964 Поровый 0,1-21,7 Примечание: отметки глубин продуктивных пластов в таблице приведены для усреднённой скважины. Водоносность Интервал, м Индекс стратиот ДО графи- (верх) (НИЗ) ческого подразд еления 1 2 3 Плотколлект ность, кг/м3 ора ТИП 4 Дебит, м /сут Химический состав, в мг-экв/л СГ Анионы SO2-4 HCO- 3 Na+ + К+ Катионы Mg2+ Ca2+ 5 6 7 8 9 10 11 Надсолееая гидрогеологическая формация QЄ2-3 vl+il 0 707 80,194- 0- 3,4-4,74 0,061,56трещин 1000 1296 0,4 0,17 0,7 3,15 нопоровый , Соленосная гидрогеологическая формация трещинн ый Є1-2 lt 707 962 трещинный, каверно вый Є1 an 962 - Є1 bl 1593 трещин- 1216- 43,21395 110 ный, каверно вый Є1 bs - Є1 us 2533 трещин- 13871406 ный, каверно вый 159 3 * * 1924500 * * Минерализация общая, г/л Относится к источнику питьевого водоснабж ения (да,нет) 14 12 13 1,9-2,24 0,1830,25 да * * * * * * 10041 10,6 10,8 6932 940 2225 506,7577 нет 9472,9 0,2 9,4 623,75 1167 8033,9 539,8595,2 нет расчет 6 Подсолееая гидрогеологическая формация Є1 us -V ktg 253 3 2905 Vch 290 5 3016 трещин- 12701380 ный, каверно вый поровый 12451270 10,0- 6368,6 1,51 15,0 0,4 678,75 0,57- 6087,3 1,85- 0,2-3,4 5501,2 8,05 1648,7 6700,8 1750 4000 349,08 нет 8002335,1 37003891,8 344,2363,4 нет В скв. 61 из отложений бильчирского горизонта (нижнеангарская подсвита) получен незначительный приток газа с содержанием Н2S до 130 мг/м3 (глубина 1201 м). В скв. 134 Грузновской площади из осинского горизонта (низы усольской свиты) отмечен приток пластовой воды, обогащенной сероводородом. Градиенты давлений и температура по разрезу Стратиграфическое подразделение название индекс 1 Четвертичная система устькутская + ийская свиты верхоленская + илгинская свиты Интерва от л, м ДО (верх) (НИЗ) 2 Q O1 uk+is 3 0 4 10 Коэффициент аномальности пластового давления 5 0,816 горного давления 6 0,0184 Градиенты, МПа/м Гидропорового давления разрыва пород 7 8 0,0080 0,0160 Температу ра, °С/100м 9 ммп (до гл. 60 м) 10 91 0,816 0,0184 0,0080 0,0160 Є2-3 vl+il 91 707 0,890 0,0184 0,0087 0,0170 0,023 литвинцевская свита Є1-2 lt 707 962 0,920 0,0184 0,0090 0,0160 0,026 ангарская свита Є1 an 962 1460 1,020 0,0190 0,0100 0,0165 0,018 булайская свита Є1 bl 1460 1593 1,020 0,0195 0,0100 0,0170 0,017 бельская свита Є1bs 1593 2014 1,020 0,0195 0,0100 0,0170 0,017 усольская свита Є1us 2014 2633 1,020 0,0195 0,0100 0,0165 0,017 тэтэрская свита V-Є1tt 2633 2717 1,020 0,0201 0,0100 0,0175 0,018 собинская свита Vsb 2717 2797 1,020 0,0201 0,0100 0,0175 0,018 катангская свита V ktg 2797 2905 1,020 0,0201 0,0100 0,0170 0,018 чорская свита Vch 2905 2915 2915 3016 1,020 0,970 0,0209 0,0209 0,0100 0,0095 0,0182 0,0175 0,018 0,018 7 Возможные осложнения при проведении технологических операций Интервал, м ИнВид, характерисдекс до от тика страти (верх) (низ) осложнения граф. подра здел. 1 2 3 4 Q 0 10 Обвалы стенок скважины Условия возникновения осложнений 5 При бурении слабосцементированных, рыхлых пород Осложнения при бурении скважин-аналогов 6 * * O1 uk+is 10 91 Обвалы стенок скважины Є2-3 vl+il 91 707 Обвалы стенок скважины При бурении слабосцементированных, рыхлых пород * Поглощения бурового раствора В интервалах залегания трещиноватокавернозных пород * Поглощение бурового раствора В интервалах залегания трещиноватокавернозных пород Кавернообра зование В интервалах залегания засолоненных горных пород и пластов каменной соли В скв. №№3, 12, 24, 26, 30, 52, 56, 58, 57, 63. Уровень поглощения от 4-20 м /ч до * полного Газоводопро явления В интервалах залегания высокопроницаемых газоводонасыщенных пород Поглощение бурового раствора В скв. №№12, 13, 14, 16, 19, 56, 63 в При прохождении бильчирском горизонте выщелоченных полное поглощение промывочной жидкости. трещиноватоВ скв.58 и 15 кавернозных пород * В интервалах залегания интенсивность поглощения от 1-10 м /ч до 30-40 м /ч. засолоненных горных пород и пластов каменной соли Є1-2 lt Є1 an 707 962 962 1460 Кавернообра зование Є1 bl 1460 1593 Поглощение бурового раствора При прохождении выщелоченных трещиноватокавернозных пород В скв.30 получены незначительные притоки газа. В скв. №№4, 16, 24, 30, 60. Интенсивность поглощений от полного до 2-15 м /ч. 8 1 2 3 4 Є1bs 1593 2014 Кавернообра зование 2014 Поглощение бурового раствора 2633 Поглощения бурового раствора Є1us Кавернообраз ование VЄ1tt 2633 2717 Поглощение бурового раствора Vsb 2717 2797 Поглощение бурового раствора 2905 Поглощения бурового раствора V ktg 2797 Vch 2905 3016 Газопроявлен ия * - нет данных. Поглощения бурового раствора 5 6 В интервалах залегания пластов каменной соли При бурении трещиноватокавернозных доломитов и При прохождении известняков выщелоченных трещиноватокавернозных пород * ■2 ■1 -2 В скв.№№3, 12, 53 поглощение от 6 м /час до 25-40 м /час, в скв. 14 - полное поглощение В скв. 12, 14, 63 (осинский горизонт) поглощение от 12-30 м /ч до 90 м /ч. В скв. 174 Чиканской - полное поглощение В интервалах залегания засолоненных пород и пластов каменной соли * При прохождении выщелоченных трещиноватокавернозных пород При бурении трещиноватокавернозных доломитов При прохождении выщелоченных трещиноватокавернозных пород При вскрытии продуктивных газонасыщенных пластов В скв.1 Грузновской поглощение с интенсивностью от 3-4 до 50 м /ч * В скв. 26, 56, 54 и 60 поглощение промывочной жидкости на уровне 1-6 м /ч * ■2 -2 В скв.32 поглощения до 10 м /ч, в скв. 16 - до 30 м /ч, в скв. 19, 22, 28 полное 9 10 Техническая информация. Усредненная конструкция скважин. Наименование колонн 1 Направление Ø, стенка, Глубина спуска группа прочнос- (по вертити, мм кали), резьб. м соед. Назначение обсадных колонн, обоснование выбора Ø секционности, глубины спуска колонны и способа долота/ цементирования Ø внут. ОК, мм / Ккав 4 5 2 426х11Д Батресс 3 20 Кондуктор 324х9,5Д ТМК FMC 250 393,7/ Спускается с целью закрепления склонных к обвалам пород, затронутых выветриванием, перекрытия ряда 304,9/ водоносных горизонтов, а также для подвески последующих колонн. Кондуктор цементируется до устья: 3 1,30 ЦТРОС-5 Арм плотности 1,50 г/см в интервале 0-150м, 3 ЦТРС-50 плотности 1,85 г/см в интервале 150-250м. Способ цементирования «прямой». Устье оборудуется противовыбросовым оборудованием. Промежуточная 244,5х10Е ТМК FMC 1550 295,3/ Спускается в верхнюю часть булайской свиты. Цементируется до устья: ЦТРОС-5 Арм плотности 1,50 224,5/ г/см3 в интервале 0-1400м, ЦТРС-50 плотности 1,85 г/см3 в интервале 1400-1550м. Способ цементирования «прямой». 1,10 Устье оборудуется противовыбросовым оборудованием. Эксплуатац ионнопромежуточная 168,3х8,9Е ТМК FMC 2875 215,9/ Спускается перед вскрытием продуктивных горизонтов в подошвенную часть катангской свиты. Цементируется в 150,5/ интервале до устья: ЦТРОС-5 Арм плотности 1,50 г/см3 в интервале 0-2600м, ЦТРС-50 плотности 1,85 г/см3 в 1,10 интервале 2600-2875м. Способ цементирования «прямой». Устье оборудуется противовыбросовым оборудованием. Эксплуатационная (хвостовик) 127х6,4Е ТМК Ultra FJ(ТБО) 2375-3016 146,1/ Спускается в интервале 2375-3016 м с целью изучения разреза с получением дополнительной геологической 114,2/ информации. Цементируется в интервале 2375-3016 м ЦТРС-100 плотности 1,85 г/см3. 1,10 508,0/ Спускается с целью предотвращения размыва устья скважины, предотвращения осыпей и обвалов и создания 404,0/ замкнутой циркуляции бурового раствора при бурении под кондуктор. Цементируется ЦТРОС-5 Арм плотности 1,50 3 1,30 г/см до устья. Способ цементирования «прямой». Примечание: уточненные конструкции скважин следующие – Квт. 62 426х20м 324х250м 245х1600м 168х2950м 127х2450-3070м Квт. 71 426х20м 324х250м 245х1560м 168х2850м 127х2350-2995м Квт. 66 426х20м 324х250м 245х1700м 168х2960м 127х2460-3110м Квт. 74 426х20м 324х710м 245х1900м 168х3230м 127х2730-3370м 11 Технологическая оснастка обсадных колонн для усредненной конструкции 1 Направление 426,0 Кондуктор 323,9 Промежуто чная колонна 244,5 Эксплуат ационнопромежут очная колонна 168,3 Эксплуатационная колонна (хвостовик) 127,0 Техническая характеристика диаметр, мм 2 Башмак Центратор 3 4 БКМ-426 ОСТ 39-01187 3663-0040ЦЦ-4 - 426 ТУ 44888724-2003 Продавочная ППТУ 3666-001пробка 407x426 00141887-93 Башмак БКМ-324 ОСТ 39-011-87 Обратный ЦКОДМТУ 39-1443-89 клапан 324 Центратор ЦЦ-4 - 324 ТУ 3663-004044888724-2003 ПродавочППТУ 3666-001ная пробка 324x340 00141887-93 Башмак БКМ-245 ОСТ 39-011-87 Обратный ЦКОДМТУ 39-1443-89 клапан 245 Центратор ЦЦ-4 - 245 ТУ 3663-004044888724-2003 ПродавочППТУ 3666-001ная пробка 219x245 00141887-93 Башмак БКМ-168 ОСТ 39-011-87 Обратный ЦКОДМТУ 39-1443-89 клапан 168 Центратор ЦЦ-2 - 168 ТУ 3663-004044888724-2003 ПродавочПП-168 ТУ 3666-001ная пробка 00141887-93 Башмак Скребок типа СК-127/165 Обратный клапан БКМ-127 СК127/165 ОСТ 39-011-87 - цкодм- ТУ 39-1443-89 Центратор ЦЦ-2 - 127 Коли- Глубина чество, установки от устья, м шт. вес, кН Нормативные документы на изготовление длина (высота),м Шифр элемента оснастки внутренний Наименование элемента оснастки наружный Наименование и диаметр колонн, мм 5 451 - 6 - 7 0,425 - 8 1,42 - 9 1 2 10 20 - - - - - 2 - 351 351 - 0,390 0,405 0,83 0,90 1 1 250 230 450 329 0,640 0,17 - - - - 5 2 2 250-30 20-5 - 270 270 - 0,378 0,365 0,52 0,56 1 1 1550 1530 370 249 0,640 0,14 - - - - 3 32 2 1550-1520 1520-0 - 188 188 - 0,303 0,395 0,23 0,26 1 1 2875 2855 292 172 0,600 - - - - - 3 58 2 2875-2845 2845-0 - - - 0,274 0,2 0,15 - 1 1 3016 3016 - 0,352 0,15 1 2996 0,600 0,07 12 3 1 2395-2976 2986-3016 2375 127 ТУ 3663-004044888724-2003 - 3,76 1,83 Комплект 127/168 подвески хвостовика Примечания. 1 Количество и порядок расстановки элементов технологической оснастки уточняется в плане работ на крепление по результатам окончательного каротажа. 12 Физико-механические свойства тампонажных растворов и цементного камня Состав раствора Те Плот- Растекампе- ность, емость, ратур кг/м3 мм а тверд ения, °С 2 3 5-75 1500 ЦТРС-50 15-50 СаС12 Техническая вода ЦТРОС-5 Арм 5-75 СаС12 Техническая вода 1850 1 ЦТРОС-5 Арм СаС12 Техническая вода ЦТРС-50 Пеногаситель Софэксил-310 НТФ Техническая вода ЦТРОС-5 Арм Пеногаситель Софэксил-310 НТФ Техническая вода ЦТРС-100 Пеногаситель Софэксил-310 Водо -отделение, мл Время Сроки Прочность камня загусте- схватывания, на вания, час-мин изгиб через 2 час-мин начало конец изгибсуток, сжатие МПа 4 5 6 7 Направление 426,0 мм 200-260 0-2,5 не 1-30 менее 1-30 Кондуктор 323,9 мм 200-240 0-0,5 не менее 1-30 1-30 Газопроницаемость камня через 2 суток, 10-15, м2 8 9 10 11 3-00 2,2-3,8 8,5-14,2 - 3-00 4,2-5,5 16,5-30,0 - 3-00 2,2-3,8 8,5-14,2 - 4,2-5,5 16,5-30,0 - 2,2-3,8 8,5-14,2 - Эксплуатационно-промежуточная колонна 168,3 мм 50-100 1850 200-240 0-0,5 не менее 1-30 3-00 4,3-6,2 23,2-30,0 1-30 - не менее 1-30 1500 200-260 0-2,5 15-50 1850 Промежуточная колонна 244,5 мм 200-240 0-0,5 не менее 2-05 3-45 2-05 5-75 1500 200-260 0-2,5 не менее 2-05 1-30 2-05 3-45 НТФ Техническая вода ЦТРОС-5 Арм Пеногаситель Софэксил-310 НТФ Техническая вода 5-75 1500 200-260 0-2,5 не менее 1-30 1-30 3-00 2,2-3,8 8,5-14,2 - Эксплуатационная колонна (хвостовик) 127,0 50-100 1850 200-240 0-0,5 не менее 2-25 3-55 4,32-25 6,2 ЦТРС-100 23,2-30,0 Пеногаситель Софэксил-310 НТФ Техническая вода Примечания: 1.Возможно применение других рецептур тампонажных растворов, удовлетворяющих условию качественного крепления скважины. 2.За сутки до цементирования колонны следует произвести контрольный анализ рецептуры тампонажного раствора и уточнить необходимость и количество введения добавок. 13 Параметры и компонентный состав буферной жидкости. Интер- Состав вал, м 1 0-20 Объем, Норма м3 расхода, кг/м3 2 3 МБП-С Барит Техническая вода 1,50 Количество, тонн Плотность, кг/м3 Пластическая вязкость, мПа-с Динамиче ское напряжение сдвига, Па Водоотд ача, см /30 мин 8 9 7- 13 10-20 4 5 6 7 Направление 426,0 мм 100 0,15 2 5 -3 5 310 0,48 4200 790 1,20 1000 Кондуктор 323,9 мм 0-250 МБП-С 6,00 100 0,60 2 5 -3 5 7- 13 10-20 Барит 310 1,86 4200 Техническая 790 4,74 1000 вода Промежуточная колонна 244,5 мм 0-1550 МБП-С 4,00 100 0,42 2 5 -3 5 7- 13 10-20 Барит 310 1,30 4200 Техническая 790 3,32 1000 вода Эксплуатационно-промежуточная колонна 168,3 мм 0-2875 МБП-С 4,00 100 0,42 2 5 -3 5 7- 13 10-20 Барит 310 1,30 4200 Техническая 790 3,32 1000 вода Эксплуатационная колонна (хвостовик) 127,0 мм 0-3016 МБП-С 4,00 100 0,42 2 5 -3 5 7- 13 10-20 Барит 310 1,30 4200 Техническая 790 3,32 1000 вода 1.МБП-С - материал буферный порошкообразный. Буферные жидкости на его основе Примечание: исключают образование седиментационных пробок при смешивании ее с утяжеленным буровым раствором, а также попадание фильтрата буферной жидкости в продуктивные пласты. 2. Возможно применение других буферных жидкостей, обладающих аналогичными разделительными и моющими способностями. 3. Плотность буферной жидкости при цементировании - 1200 кг/мЗ. 1 2 ЦТРОС-5 Арм - ЦТРС-50 ЦТРС-100 СаС12 - 3 ТУ 5734-001-743642322006 ТУ 5734-007-743642322006 ГОСТ 450-77 Эксплуатационная колонна (хвостовик) Эксплуатационно -промежуточная колонна Промежуточная Кондуктор Потребное количество Направление Нормативные документы Единица измерения Наименование работ, материалов Шифр и номер позиции норматива, код ресурса Потребное количество материалов, оборудования и цементировочной техники для цементирования обсадных колонн 4 т 5 2,18 6 9,73 7 31,37 8 38,59 9 - т т кг 62,18 11,31 511,61 5,57 - 6,47 - 4,31 - 14 Пеногаситель Софэксил-310 КМЦ-700 (Камцел 3, 4) - ТУ 2229-010-4294252600 ОСТ 6-05-386-80 (ТУ 2231-001-3519378-96) кг - - 8,04 10,58 1,36 кг - - 122,06 148,55 13,56 Барит НТФ - т кг 0,16 - 1,86 - 1,24 122,06 1,24 148,55 1,24 13,56 т 0,05 0,60 0,40 0,40 0,40 - ГОСТ 4682-84 ОСТ 6-05-386-80 (ТУ 2231-001-3519378-96) ТУ 9291-193-0014700199 - МБП-С - Техническая вода м3 1,88 17,01 28,21 33,61 5,31 Цементировочный агрегат ЦА-320 - - шт. 3 4 4 4 3 - Смесительные шт. 1 2 4 5 машины УС6-30 Буровой шт. 1 1 1 1 манифольд БМПримечания: * - информация предоставляется компаниями-производителями оборудования и 700 химреагентов. 1. Количество цемента рассчитано с учетом потерь 5%. 2 Возможно применение иного оборудования и цементировочной техники с аналогичными технологическими показателями. 1 1 Гидравлический расчет цементирования обсадных колонн 3 4 5 Буферная 1200 Тампонаж 1500 ный облегчённ 1140 Продавоч ый ная 1,50 2,41 1,50 2,41 1,26 1,26 2,56 2,56 1,26 0,23 Буферна я Тампонаж ный облегчённ Тампона ый жный Продаво чная Продаво чная 1200 1500 6,00 10,78 6,00 10,78 1,26 1,26 - 1850 9,05 9,05 1,26 - - - 1150 14,79 16,79 1,26 - - - 1150 2,00 0,24 2,91 0,01 6 7 8 9 Направление 426,0 мм 0,01 нарастающее операции в конце операции допустимое время выполнения, мин 10 11 12 13 14 15 - - - 0,00 0,00 1,20 1,91 1,20 3,11 8,70 0,07 2,03 5,14 0,285 0,005 0,50 Кондуктор 323,9 мм - на цементиро вочной головке ожидаемое на слабый пласт гидросопротивления гидросопротивления гидростатическое Производительность ЦА, м3/мин Суммарный объем, м Объем порции, м Плотность, кг/м3 21 в затрубье Гидравлических сопротивлений в обвязке ЦА Давление, МПа в колонне гидростатическое Тип закачивае мой жидкости 0,29 - - - 0,23 0,00 4,76 8,56 4,76 13,32 - - - - 0,00 7,18 20,50 - - - - 0,97 11,74 32,24 0,50 4,06 23,0 1,16 8,33 40,57 4,02 0,04 15 1 2 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 - - 3,68 3,17 3,17 4,00 4,00 Промежуточная колонна 244,5 мм 1,26 - 1500 34,74 34,74 1,26 - - - - - - - 1,33 27,57 30,75 1850 4,46 4,46 1,26 - - - - - - - 0,44 3,54 34,29 1240 58,51 60,51 1,26 - - - - - - - 5,55 46,44 80,72 1240 2,00 0,24 18,52 0,01 5,53 8,33 89,06 Буферная 1200 Тампонаж ный облегчённ Тампона ый жный Продавоч ная Продавоч ная 3 23,31 0,73 0,50 24,04 23,0 Буферная Тампонаж ный облегчённ Тампонаж ый ный Продавочная Продавочная 1200 4,00 1500 42,73 Эксплуатационно-промежуточная колонна 168,3 мм 4,00 1,26 42,73 1,26 - 1850 5,09 5,09 1,26 - - - - - - - 0,00 4,04 41,13 1240 48,79 50,79 1,26 - - - - - - - 12,09 38,72 79,85 1240 2,00 0,24 35,10 0,01 9,79 8,33 88,18 Буферная Тампонаж ный Продавочная Продавочная 1200 1850 4,00 3,39 43,2 1,65 0,50 44,88 23,00 3 Эксплуатационная колонна (хвостовик) 127,0 мм 4,00 0,96 3,39 0,96 - 12,9 66,74 4,17 3,53 4,17 7,70 1060 13,55 15,55 14,11 21,81 1060 2,00 19,8 5 9,55 8,33 30,15 0,96 - - 0,24 30,02 0,01 - - 36,7 2,77 9 0,50 - - 3,38 0,00 3,17 33,91 3,17 37,09 - 39,56 23,00 Отсоединение бурильных труб в подвеске обсадной колонны Промывка (обратная) со смывом цементного раствора с головы хвостовика 30,00 30,00 60,15 90,15 Примечания 1. Результаты гидравлического расчёта приведены для этапов с наибольшими гидродинамическими давлениями на слабый пласт, возникающими при цементировании. 2. Продолжительность ОЗЦ после цементирования обсадных колонн: - 426,0 мм - 24 ч. - 323,9 мм - 24 ч. - 244,5 мм - 48 ч. - 168,3 мм - 48 ч. - 127,0 мм - 48 ч. 16 Работа тампонажной техники Наименование Тип грегата, работы машины Единица измерения Показатель / количество вызовов агрегата Направление Кондуктор Промежуточная колонна 5 1 Номера расценок Эксплуатационная колонна (хвостовик) 6 1 Эксплуатационнопромежуточная колонна 7 1 8 1 9 1 2 3 Опрессовка обсадных труб на поверхности ЦА-320 шт. 4 - Цементаж колонн ЦА-320 шт. 3 4 4 4 3 - УС6-30 шт. 1 2 4 5 1 - БМ-700 шт. 1 1 1 1 1 - СКУПЦ шт. 1 1 1 1 1 - 2УСО20 шт. 1 1 1 1 1 - Опрессовка колонн на герметичность и цементного кольца Опрессовка межколонного пространства ЦА-320 шт. - 1 1 1 1 - ЦА-320 шт. - 1 1 1 1 - Дежурство при бурении под ОК ЦА-320 шт. - - - 1 1 - Дежурство при спуске ОК ЦА-320 шт. - - - 1 1 - - 17 20 250 11201150 250 Соленасыщенный КаС1Полимерн ый 1550 Соленасыщенный КаС1Полимерный КаС12875 Полимерный Корка, мм Катионно-обменная емкость (МВТ), кг/м3 Бентонитовый ингибитора 1080 песка 20 1 10 мин мин Содержание, % смазки твердой фазы 0 рН Динмаическое напряжение сдвига, дПа Бентонитовый СНС, дПа Пластическая вязкость, мПа с ДО Показатель фильтрации АР1, смЗ/30 мин от Условная вязкость по Маршу, с Интер-вал бурения, м Плотность, кг/мЗ Тип бурового раствора Коэффициент трения глинистой корки Тип и технологические параметры бурового раствора (для усредненной конструкции) 60100 <10 <2 0,03 - - - - - - 12,21 <2 - - 60100 <10 <2 0,03 - - - - - - 17,21 <2 - - 1550 1220- 40-60 1240 <6 <1 0,02 33-48 4872 8,5 20-25 9,8 86- 1 38,85 <1 32,3 <35 120 2875 1220- 40-60 1240 <6 <1 0,02 33-48 4872 8,5 20-25 9,5 86- 1 38,85 <1 32,3 <35 120 3016 1060 4-5 <1 0,02 34-48 34- 9-10 10-15 58 35-50 2 10,05 <1 2 72120 Работы по испытанию скважин. Интервалы испытания: 1-й объект 2940-2964м; 2-й объект 2909-2925м (для усредненной конструкции скважин, уточняется для условий каждой конкретной скважины). Лифтовая колонна НКТ-73х5,5 N-80. Метод испытания объектов – аэризация азотом. Для изоляции объектов и консервации (ликвидации) скважин применяются мостовые пробки ПМ-105-35 по ТУ "Югсон-Сервис" и устанавливаются цементные мосты. 18 <20 Расчет установки цементных мостов. Номер объекта испытания 1 1 Интервал установки моста, м ДО от (верх) (низ) 2 2930 3 2994 Объем цементного раствора на установку цементного моста, м3 4 1,30 Тип и название тампонажного материала Расход на одну операцию, т Тампонажного материала воды 6 1,57 7 0,83 5 ЦТРС-100 Суммарное количество на все операции, т воды Тампонажного материал а 8 9 1,57 0,83 Примечание. 1. В таблице указаны цементные мосты, устанавливаемые в скважине при её ликвидации. 2. Мощность цементного моста в интервале объекта №2 25-50м. Работа специальной техники Интервал объектов, м От (верх) До (низ) 1 2909 2 2964 Наименование работы 3 Опрессовка НКТ Наименование или шифр агрегата 4 ЦА-320 Количество, шт. Единица измерения на первый объект 5 на последующие объекты 1 1 7 час. 6 Количество на первый объект на последующие объекты 8 21,6 9 21,6 Опрессовка ФА и устья скважины ЦА-320 1 1 час. Смена бурового раствора на перфорационную Смена перфорационной жидкость на жидкости ЦА-320 1 1 час. 6,94 6,94 ЦА-320 1 1 час. 3,20 3,20 СДА-5/101 1 1 час. 5,10 5,10 ЦА-320 2 2 час. 5,10 5,10 ЦА-320 1 1 час. 9,66 8,22 СДА-5/101 1 1 час. 5,10 5,10 ЦА-320 2 2 час. 5,10 5,10 стабильный Вызов притока газоконденсат аэризацией азотом Глинокислотная обработка пласта Вызов притока аэриризацией азотом 1,74+3,36 1,74+3,36 19 Требования к Участникам конкурса: 1. Наличие лицензий (разрешений). Предусмотренных законодательством РФ, на осуществление данного вида работ. 2. Участник конкурса должен обладать необходимым для выполнения работ производственным и техническим потенциалом. 3. Участник должен обладать опытом работы в регионе производства работ. 4. Участник должен предоставлять квалифицированный персонал, имеющий соответствующее квалификационное удостоверение, дающее право допуска к определенному виду работ, прошедший медицинское освидетельствование и не имеющий противопоказаний по состоянию здоровья. Начальник технологического отдела – главный технолог филиала «Краснодар бурение» ООО «Газпром бурение» Е.В. Пушкарский г. Краснодар, тел. (861)279-12-65; (861)279-12-62. 20 21