Р Газпром 2-3.2-270-2008

  Главная      Учебники - Газпром     

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

  

 

содержание   ..   242  243  244  245  246  247  ..

Москва 2009


 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

РЕКОМЕНДАЦИИ ОРГАНИЗАЦИИ


 

СОСТАВЫ ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ

И БУФЕРНЫХ ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН В АКВАТОРИИ ТАЗОВСКОЙ И ОБСКОЙ ГУБ


 

Р Газпром 2-3.2-270-2008


 

Издание официальное


 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

Общество с ограниченной ответственностью

«ТюменНИИгипрогаз»


 

Общество с ограниченной ответственностью «Газпром экспо»


 

Москва 2009

Р Газпром 2-3.2-270-2008


 

Предисловие


 


 

  1. РАЗРАБОТАНЫ


     

  2. ВНЕСЕНЫ


     

  3. УТВЕРЖДЕНЫ


     

  4. ВВЕДЕНЫ ВПЕРВЫЕ


 

Обществом с ограниченной ответственностью

«ТюменНИИгипрогаз»


 

Управлением по бурению газовых и газоконденсатных скважин Департамента по добыче газа, газового конден6 сата, нефти ОАО «Газпром»


 

начальником Департамента по добыче газа, газового конденсата, нефти ОАО «Газпром» 24 ноября 2008 года


 

© ОАО «Газпром», 2009

© Разработка ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2008

© Оформление ООО «Газпром экспо», 2009


 


 

Распространение настоящих рекомендаций осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»


 

II

Р Газпром 2-3.2-270-2008


 

Содержание

  1. Область применения 1

  2. Нормативные ссылки 1

  3. Термины и определения 2

  4. Обозначения и сокращения 3

  5. Требования к тампонажным растворам и буферным жидкостям 3

    1. Требования к тампонажным растворам 3

    2. Требования к буферным жидкостям 4

  6. Составы тампонажных растворов для цементирования

    обсадных колонн 4

    1. Составы тампонажных растворов для цементирования

      направления и кондуктора 4

    2. Составы тампонажных растворов для цементирования промежуточных

      и эксплуатационных колонн на сеноманские и альбские отложения 5

    3. Составы тампонажных растворов для цементирования

      эксплуатационных хвостовиков 9

  7. Составы буферных жидкостей 9

  8. Материалы и оборудование для приготовления тампонажных

    растворов и буферных жидкостей 11

  9. Требования техники безопасности и охраны окружающей среды 12

Приложение А (рекомендуемое) Характеристики продуктивных пластов 13

Приложение Б (рекомендуемое) Конструкции скважин месторождений

Тазовской и Обской губ 14

Библиография 17


 

III

Р Газпром 2-3.2-270-2008


 


 

РЕКОМЕНДАЦИИ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»


 

image

СОСТАВЫ ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ И БУФЕРНЫХ ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН

В АКВАТОРИИ ТАЗОВСКОЙ И ОБСКОЙ ГУБ


 

image


 

Дата введения – 2009610623


 

  1. Область применения


     

    Настоящие рекомендации устанавливают составы тампонажных растворов и буферных жидкостей для цементирования обсадных колонн и предназначены для проектирования и строительства протяженных скважин на сеноманские, апт6альбские и готерив6барремские отложения месторождений с береговой зоны под акватории Тазовской и Обской губ.


     

  2. Нормативные ссылки


     


     

    дарты:

    В настоящих рекомендациях использованы нормативные ссылки на следующие стан6


     

    ГОСТ 12.1.005688 Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно6гигиени6

    ческие требования к воздуху рабочей зоны

    ГОСТ 12.1.007676 Система стандартов безопасности труда. Вредные вещества. Класси6 фикация и общие требования безопасности

    ГОСТ 12.4.010675 Система стандартов безопасности труда. Средства индивидуальной защиты. Рукавицы специальные. Технические условия

    ГОСТ 12.4.028676 Система стандартов безопасности труда. Респираторы ШБ61 «Лепе6 сток». Технические условия

    ГОСТ 450677 Кальций хлористый технический. Технические условия ГОСТ 1216687 Порошки магнезитовые каустические. Технические условия ГОСТ 1581696 Портландцементы тампонажные. Технические условия ГОСТ 4233677 Реактивы. Натрий хлористый. Технические условия

    ГОСТ 26798.1696 Цементы тампонажные. Методы испытаний


     


     

    ГОСТ 26798.2696 Цементы тампонажные типов 16G и 16Н. Методы испытаний

    ГОСТ Р 12.4.230.162007 Система стандартов безопасности труда. Очки защитные.

    Общие технические условия

    СТО Газпром РД 2.1614862005 Тампонажные портландцементы. Технические требования

    Примечание – При пользовании настоящими рекомендациями целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по существующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящими рекомендациями следует руководствоваться заме6 ненным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.


     

  3. Термины и определения


     

    В настоящих рекомендациях применены следующие термины с соответствующими определениями:

    1. буферная жидкость: Промежуточная жидкость между тампонажным и буровым растворами для повышения степени замещения бурового раствора тампонажным.

    2. водоотделение тампонажного раствора: Величина, равная объему отделившейся жид6 кости затворения после выдержки тампонажного раствора в стеклянном цилиндре.

    3. время загустевания тампонажного раствора: Величина, равная времени от начала испытания до момента достижения тампонажным раствором определенного значения конси6 стенции в единицах Бердена при непрерывном его перемешивании по заданному термобари6 ческому режиму.

    4. скважина со сверхбольшим смещением забоя: Наклонно направленная скважина, у которой коэффициент отклонения забоя превышает три.

    5. комбинированная буферная жидкость: Жидкость многофункционального назначе6 ния, состоящая из нескольких буферных жидкостей, последовательно закачиваемых в сква6 жину, каждая из которых выполняет определенную функцию.

    6. наклонно-направленная скважина: Скважина, ствол которой намеренно отклонен от вертикали в заданном направлении.

    7. пластическая вязкость тампонажного раствора: Величина, равная отношению каса6 тельного напряжения сдвига к скорости сдвига на прямолинейном участке графика измене6 ния касательных напряжений сдвига от скорости сдвига, полученного при испытании тампо6 нажных растворов на ротационных вискозиметрах.

    8. расширяющийся тампонажный раствор: Раствор, содержащий добавки, способ6 ствующие увеличению объема в процессе твердения в камень более 0,1 %.


       

      Р Газпром 2-3.2-270-2008


       

    9. жидкость–твердое отношение: Отношение массы жидкости затворения к массе цемента с твердой добавкой (массе твердого тампонажного материала).

    10. растекаемость тампонажного раствора: Величина, равная диаметру расплыва там6 понажного раствора на стеклянной поверхности при стандартном испытании.

    11. стабилизированный тампонажный раствор: Раствор, содержащий тампонажный цемент, стабилизирующие добавки и понизители водоотдачи, обладающий высокой седимента6 ционной устойчивостью (водоотделение менее 1 мл) и низкой водоотдачей (менее 100 см3/30 мин).

    12. статическое напряжение сдвига (СНС); Па·с: Величина, характеризующая проч6 ностное сопротивление бурового раствора, находящегося в покое заданное время, определя6 емая касательным напряжением сдвига, соответствующим началу разрушения его структуры.

    13. тампонажный раствор с армирующими добавками: Раствор, содержащий армирован6 ный тампонажный цемент или армирующие добавки для формирования камня, устойчивого к различным видам деформации.


       

  4. Обозначения и сокращения


     

    В настоящих рекомендациях приведены следующие сокращения и обозначения: ММП – многолетнемерзлые породы;

    НТФ – нитрилотриметилфосфоновая кислота; ОЗЦ – ожидание затвердевания цемента; СНС – статическое напряжение сдвига;

    ЦТРО6АРМ – цемент тампонажный расширяющийся облегченный с армирующими добавками для низких и нормальных температур;

    ЦТРОС65650 АРМ – цемент тампонажный расширяющийся облегченный стабилизи6 рованный с армирующими добавками для низких и нормальных температур;

    ЦТРС650 АРМ – цемент тампонажный расширяющийся стабилизированный с арми6 рующими добавками для низких и нормальных температур.


     

  5. Требования к тампонажным растворам и буферным жидкостям


     

    1. Требования к тампонажным растворам

      1. В состав тампонажных растворов следует включать сертифицированные тампо6 нажные портландцементы, соответствующие требованиям ГОСТ 1581, СТО Газпром РД 2.16148 и ПБ 086624603 [1].

      2. Состав тампонажного раствора следует определять по времени загустевания при динамической температуре и давлении, ожидаемым в интервале цементирования.

        3

        Р Газпром 2-3.2-270-2008


         

      3. Время загустевания тампонажного раствора, определяемое на консистометре при воздействии температуры и давления, имитируемых по процессу цементирования, должно быть не менее 90 мин – согласно ГОСТ 1581.

      4. Водоотделение тампонажного раствора в интервале ММП и наклонно6направлен6 ных скважинах с углом наклона более 45, а также горизонтальных, должно быть минимальным.

      5. Тампонажный камень должен обладать повышенными деформативными свой6 ствами и морозостойкостью.

      6. Технологические характеристики тампонажных растворов должны обеспечивать подъем тампонажного раствора до устья скважины и формирование герметичного цементно6 го кольца с требуемой несущей способностью по всему интервалу цементирования – соглас6 но ПБ 086624603 [1], РД 39600147001676762000 [2].

      7. Физико6механические свойства составов тампонажного раствора и камня следует определять при термобарических условиях в соответствии с таблицей А.1 (приложение А).

    1. Требования к буферным жидкостям

      1. Для обеспечения высокой степени вытеснения бурового раствора следует приме6 нять буферные жидкости с пластической вязкостью в 1,2–1,3 раза больше, а динамическое напряжение сдвига от 2,2 до 2,5 раза выше соответствующих характеристик бурового раствора.

      2. При цементировании обсадных колонн в горизонтальных или близких к ним по профилю участках скважины разницу в плотностях между буферной жидкостью и буровым раствором следует выбирать не более 120 кг/м3, предпочтительно близкой к нулю.

      3. Буферная жидкость не должна сокращать время загустевания тампонажного раствора и увеличивать консистенцию более чем на 10 Вс при смешивании с ним в соотноше6 нии 1:1, 1:3, 1:9 и испытании смеси на консистометре высокого давления по режиму цементи6 рования с имитацией динамической температуры и давления согласно Инструкции [2].


 

  1. Составы тампонажных растворов для цементирования обсадных колонн


     

    1. Составы тампонажных растворов для цементирования направления и кондуктора

      1. Цементирование направления в интервале от 0 до 50 м и кондуктора в интервале от 0 до 400 м, согласно [3], следует производить тампонажным раствором плотностью 1500 кг/м3 на основе цемента типа ЦТРО6АРМ по ТУ 5734600367436423262006 [4]. Направление в интерва6 ле от 50 до 250 м и кондуктор в интервале от 400 до 650 м, согласно [3], – цементировать там6 понажным раствором плотностью 1880 кг/м3 на основе цемента тампонажного расширяюще6 гося стабилизированного с армирующей добавкой типа ЦТРС650 АРМ по ТУ 573460046 7436423262006 [5].

        4

        Р Газпром 2-3.2-270-2008


         

      2. В качестве жидкости затворения ЦТРО6АРМ и ЦТРС650 АРМ следует применять 4 %6ный раствор хлорида кальция по ГОСТ 450.

      3. Допускается применять облегченную смесь, состоящую из 88 % по массе тампо6 нажного портландцемента ПЦТ I6G6CC61 по ГОСТ 1581 и 12 % по массе к тампонажной cмеси алюмосиликатных микросфер МС6400 по ТУ 5712600164955862462003 [6]. Затворение облегченной смеси производить на растворе хлорида кальция по ГОСТ 450 (от 4 % до 6 %).

      4. Физико6механические свойства составов тампонажного раствора и камня на основе ЦТРО6АРМ и ЦТРС650 АРМ, ЦТРС6100 АРМ приведены в таблицах 1, 2 соответственно.

    1. Составы тампонажных растворов для цементирования промежуточных и эксплуатационных колонн на сеноманские и альбские отложения

      1. Согласно Рекомендациям [3], для цементирования эксплуатационных колонн в интервале от 500 м (620 м) до устья в соответствии с таблицей Б.1 (приложение Б) и от 800 м (1040 м) до устья в соответствии с таблицей Б.2 (приложение Б), а также промежуточных колонн в интервале от 900 м (1125 м) до устья в соответствии с таблицей Б.3 (приложение Б) и от 900 м (1050 м) до устья в соответствии с таблицей Б.4 (приложение Б) следует применять стабилизированный тампонажный раствор плотностью 1500 кг/м3 на основе цемента тампо6 нажного расширяющегося облегченного стабилизированного с армирующими добавками типа ЦТРОС65 АРМ по ТУ 5734600167436423262006 [7] или ПЦТ 16G6СС61 по ГОСТ 1581 – от 73 % до 68 %, порошок магнезитовый каустический (ПМК) по ГОСТ 1216 – от 5 % до 7 % и армированной облегчающей добавки КОД61 по ТУ 5743600267436423262006 [8] – от 22 % до

        25 % по массе к тампонажной смеси соответственно. Для снижения фильтрации тампонаж6 ного раствора следует использовать Натросол 250 EXR в количестве 0,4 % по массе по ТУ 2231600162109573762005 [9].

      2. Для цементирования нижней части промежуточной или эксплуатационной колонны в соответствии с таблицами Б.1–Б.2 (приложение Б), согласно [3], следует приме6 нять седиментационно6устойчивый тампонажный раствор с плотностью 1880 кг/м3 на основе цемента тампонажного расширяющегося стабилизированного с армирующими добавками типа ЦТРС650 АРМ. Для снижения фильтрации тампонажного раствора следует использовать Натросол 250 EXR по ТУ 2231600162109573762005 [9] в количестве от 0,6 % до 0,8 % по массе.

      3. Физико6механические свойства тампонажного раствора и камня на основе ЦТРОС65 АРМ приведены в таблице 3.

      4. В качестве жидкости затворения ЦТРОС65 АРМ и ЦТРС650 АРМ применять

4 %6ный раствор хлорида натрия по ГОСТ 4233.


 

5


 

Р Газпром 2-3.2-270-2008

 

6

 

Таблица 1 – Физико6механические свойства тампонажного раствора и камня на основе ЦТРО6АРМ


 

Растворо6 смесевое отношение

Темпе6 ратура,

С

Водоот6 деление, мл


 

Плотность, кг/м3

Растека6 емость, мм

Сроки схватывания, ч6мин

Время загустевания, мин

Прочность, МПа

начало

конец

изгиб

сжатие

сцепление

0,6*

20

5

0

0

1500

1500

280

280

5–20

8–40

7–30

10–20

290

–

1,4

1,0

4,2

3,0

1,1

0,8

0,6*

30

0

1500

280

3–10

4–30

180

2,9

8,6

1,6

0,6**

30

0

1510

270

6–25

8–00

185

2,4

7,1

1,5

*Жидкость затворения – раствор СаСl2 плотностью 1030 кг/м3.

* * Жидкость затворения – раствор NaCl плотностью 1030 кг/м3.

Примечание – Время загустевания определялось при 25 С и давлении 10,0 МПа.


 

Р Газпром 2-3.2-270-2008

 

7

 

Таблица 2 – Физико6механические свойства тампонажного раствора и камня на основе ЦТРС650 АРМ и ЦТРС6100 АРМ


 

Растворо6 смесевое отноше6 ние


 

Жидкость затворе6 ния

Темпе6 ратура,

С

Плот6 ность, кг/м3


 

Растека6 емость, мм


 

Водоот6 деление, мл

Филь6 трация, см3


 

Время загу6 стевания, мин

Сроки схватывания, ч6мин

Прочность камня через 2 сут, МПа

начало

конец

изгиб

сжатие

сцепление

ЦТРС650 АРМ

0,5

4 %6ный СаСl2

20

1860

230

0

122,0

185*

3–20

4–40

4,8

16,1

1,2

–

–

5

1860

220

0

–

–

8–20

9–10

1,9

4,6

0,7

0,5

4 %6ный NaCl

20

5

1860

1860

230

220

0

0

280,0

–

320*

–

5–30

8–10

6–35

9–30

5,7

2,1

19,6

6,5

2,1

1,1


 

0,5

4 %6ный NaCl 0,4 %

Натросол 250 ЕХR


 

20


 

1860


 

218


 

0


 

48,7


 

400*


 

7–20


 

8–10


 

5,1


 

16,8


 

2,1

0,5

4 %6ный СаСl2

30

1860

240

0

155,0

165*

3–00

3–50

5,8

27,5

2,0

0,5

4 %6ный NaCl

30

1850

260

0

290,0

240*

4–45

5–35

6,2

24,5

2,3


 

0,5

4 %6ный

NaCl 0,4 %

Натросол 250 ЕХR


 

30


 

1860


 

250


 

0


 

44,3


 

260*


 

5–20


 

6–40


 

7,1


 

21,5


 

2,0

ЦТРС6100 АРМ

0,5

Вода

70

1850

250

0

156,0

140**

2–30

3–05

8,3

24,0

2,3

0,5

0,6 %

250 ЕХR

70

1860

245

0

35,0

250**

4–30

4–55

6,2

18,5

2,1

0,5

Вода

50

1850

250

0

156,0

210**

3–40

4–20

6,1

18,2

2,0

0,5

0,6 %

250 ЕХR

50

1860

245

0

37,5

310**

5–30

6–10

5,8

17,4

19

*Время загустевания при 20 МПа; ** – при 40 МПа.


 

Р Газпром 2-3.2-270-2008

 

8

 

Таблица 3 – Физико6механические свойства тампонажного раствора и камня на основе ЦТРОС65 АРМ


 


 

Растворо6 смесевое отношение


 

Жидкость затворе6 ния


 

Темпе6 ратура,

С


 

Плот6 ность, кг/м3


 

Растека6 емость, мм


 

Водоот6 деление, мл


 

Фильтра6 ция, см3


 

Время загу6 стевания, мин

Сроки схватывания, ч6мин

Прочность камня через 2 сут, МПа

начало

конец

изгиб

сжатие

сцепление


 

0,7


 

4 %6ный NaCl

20


 

5

1510


 

1510

215


 

215

0


 

0

131,0


 

–

260


 

520

7–30


 

10–20

9–35


 

11–40

2,2


 

1,4

8,2


 

4,2

0,8


 

0,6


 

0,5

4 %6ный NaCl 0,4 %

Натросол 250 ЕХR


 

20


 

1510


 

190


 

0


 

27,5


 

340


 

8–20


 

9–40


 

2,1


 

6,7


 

0,7

Р Газпром 2-3.2-270-2008


 

    1. Составы тампонажных растворов для цементирования эксплуатационных хвостовиков

      1. Для цементирования эксплуатационных хвостовиков на сеноманские и альбские отложения в скважинах в соответствии с таблицами Б.1–Б.2 (приложение Б) следует приме6 нять седиментационно6устойчивый тампонажный раствор с плотностью 1880 кг/м3 на основе цемента тампонажного расширяющегося стабилизированного с армирующими добавками ЦТРС650 АРМ.

        1. В качестве жидкости затворения ЦТРС650 АРМ следует применять 4 %6ный раствор хлорида натрия по ГОСТ 4233.

        2. Для снижения фильтрации тампонажного раствора следует использовать 0,6 % Натросола 250 EXR по массе к цементу.

      1. Для цементирования эксплуатационных хвостовиков на аптские и барремские отложения Геофизического месторождения в соответствии с таблицами Б.3–Б.4 (приложе6 ние Б) рекомендуется применять седиментационно6устойчивый тампонажный раствор плот6 ностью 1880 кг/м3 на основе цемента тампонажного расширяющегося стабилизированного с армирующими добавками ЦТРС6100 АРМ.

        1. В качестве жидкости затворения ЦТРС6100 АРМ следует применять техниче6 скую воду.

        2. Для снижения фильтрации тампонажного раствора рекомендуется использовать 0,6 % Натросола 250 EXR по массе к цементу.

      2. Физико6механические свойства тампонажного раствора и камня на основе ЦТРС650 АРМ и ЦТРС6100 АРМ приведены в таблице 2.


 

  1. Составы буферных жидкостей


     

    1. В качестве буферной жидкости при цементировании кондукторов, промежуточ6 ных, эксплуатационных колонн, хвостовиков следует применять комбинированную жидкость из «моющей пачки» – технической воды с НТФ и «вытесняющей пачки» – технической воды, смеси буферной порошкообразной (СБП).

    2. Для приготовления «моющей пачки» буферной жидкости рекомендуется применять раствор воды с 0,01 % НТФ по ТУ 2439634760576344162000 [10].

    3. В зависимости от плотности «вытесняющей пачки» следует применять СБП62 или СБП63 (СБП64) по ТУ 5717600868033861262007 [11].

    4. Составы и реологические параметры буферной жидкости на основе СБП приведе6 ны в таблице 4.

    5. Объемы «моющей» и «вытесняющей пачек» буферной жидкости следует принимать согласно [3].

      9


       

      Р Газпром 2-3.2-270-2008

       

      10

       

      Таблица 4 – Составы и реологические параметры буферных жидкостей


       

      Состав буферной жидкости, %


       

      Плотность, кг/м3


       

      Водоотделение, мл


       

      Водоотдача, см3

      Пластическая вязкость,

      сПз

      Напряжение сдвига,

      дПа


       

      СНС1/10,

      дПа


       

      вода

      смесь буферная порошкообразная

      54

      46

      1300

      0

      24,7

      51,0

      853,0

      19/28

      43

      57

      1400

      0

      65,8

      193,9

      67,5

      8/101

      65

      35

      1200

      0

      11,5

      14,0

      308,5

      12/16

      54

      46

      1300

      0

      20,6

      28,0

      337,4

      14/16

      Р Газпром 2-3.2-270-2008


       

  2. Материалы и оборудование для приготовления тампонажных растворов и буферных жидкостей

    1. Для приготовления тампонажных растворов рекомендуются следующие тампонаж6 ные цементы: ЦТРО6АРМ; ЦТРС650(100) АРМ; ЦТРОС65 АРМ.

      1. Цемент тампонажный расширяющийся облегченный с армирующей добавкой (ЦТРО6АРМ) по ТУ 5734600367436423262006 [4] рекомендуется применять для цементирова6 ния направления и кондуктора в интервале ММП.

      2. Цемент тампонажный расширяющийся стабилизированный с армирующей добавкой (ЦТРС650 АРМ) по ТУ 5734600467436423262006 [5] рекомендуется применять для цементирования нижнего интервала направления, кондуктора, эксплуатационных колонн (сеноманские отложения).

      3. Цементирование верхнего интервала промежуточных и эксплуатационных колонн следует осуществлять цементами тампонажными расширяющимися облегченными ста6 билизированными с армирующей добавкой ЦТРОС65 АРМ по ТУ 5734600167436423262006 [7].

      4. Для цементирования продуктивных пластов эксплуатационных колонн и хвосто6 виков на готерив6барремские отложения следует применять цементы тампонажные расши6 ряющиеся стабилизированные с армирующей добавкой ЦТРС6100 АРМ по ТУ 573460046 7436423262006 [5].

    1. В качестве ускорителя твердения для цементирования направления и кондуктора необходимо применять 4 %6ный раствор хлорида кальция по ГОСТ 450.

    2. При затворении цементов для промежуточных и эксплуатационных колонн глуби6 ной до 1500 м по вертикали следует применять раствор хлорида натрия по ГОСТ 4233 в коли6 честве 4 % к технической воде.

    3. При приготовлении вытесняющей пачки буферной жидкости необходимо приме6 нять СБП по ТУ 5717600868033861262007 [11].

    4. Для затворения тампонажных цементов и приготовления буферных жидкостей рекомендуется использовать цементосмесительные машины типа 2СМН620 и цементировоч6 ные агрегаты типа ЦА6320 и применять технологию крепления согласно Рекомендаций [12].

    5. Приготовление жидкости затворения необходимо осуществлять с помощью цемен6 тировочных агрегатов. При этом расчетное количество хлорида кальция или хлорида натрия вначале растворяется в небольшом объеме воды в мерниках цементировочных агрегатов, а затем разбавляется до требуемой концентрации с закачкой в технологическую емкость.


 

11

Р Газпром 2-3.2-270-2008


 

  1. Требования техники безопасности и охраны окружающей среды


     

    1. Применяемые цементы по степени воздействия на организм человека в соответ6 ствии с ГОСТ 12.1.007 являются малоопасными веществами и относятся к 46му классу опас6 ности. Вид опасности – фиброгенное действие.

    2. В соответствии с ГОСТ 12.1.005 массовая доля цементной пыли в воздухе производ6 ственных помещений не должна превышать предельно допустимую концентрацию 6 мг/м3.

    3. Контроль воздуха рабочей зоны (температура, влажность, подвижность) следует производить в соответствии с ГОСТ 12.1.005.

    4. Лица, занятые на работах с цементом, должны быть обеспечены противопылевой спецодеждой, фартуками, рукавицами по ГОСТ 12.4.010, респираторами по ГОСТ 12.4.028 (или противопылевыми повязками) и герметически защитными очками по ГОСТ Р 12.4.230.1.

    5. Цемент является пожаровзрывобезопасным веществом. Вредного влияния на окру6 жающую среду не оказывает. Не образует токсичных соединений в воздушной среде, сточных водах и почве в присутствии других нетоксичных веществ и при воздействии геологических факторов (температура, давление). В сточных водах дает слабощелочную реакцию.

    6. Удельная эффективная активность естественных радионуклидов Аэфф в цементе не должна быть более 740 Бк/кг согласно ГОСТ 1581.


 


 

12


 

Приложение А

(рекомендуемое)


 

Характеристики продуктивных пластов


 

Р Газпром 2-3.2-270-2008

 

13

 

Таблица А.1 – Характеристики продуктивных пластов


 


 

Пласт


 

Тип залежи, расстояние

от береговой линии до свода залежи, км


 

Глубина залегания залежи,

м

Коллекторские свойства


 

Пластовое давление, МПа


 

Коэффици6 ент аномаль6 ности


 

Пластовая температура,

С


 

пористость,

%

проница6 емость, 10–15 м2

газонеф6 тенасыщен6 ность,

%

Семаковское месторождение

ПК1

Газовая, пластовая, сводовая, 8–10

856–910

28–29

33–650

66

8,5–8,8

1,0

19–23

Антипаютинское месторождение

ПК1

Газовая, пластовая, сводовая, 14–15

959–1018

27–30

900–1000

68

9,5–10,3

1,0

20–24

Тота6Яхинское месторождение

ПК1

Газовая, пластовая, сводовая, 4

935–971

33

900–1000

70–78

9,0–10,7

1,1

21–23

Месторождение Каменномысское6море

ПК1

Газовая, пластовая, сводовая, водоплав., 4–10

1023–1041

29

157

64

9,9

0,9

29

Геофизическое месторождение

ПК1

Газовая, пластовая, сводовая, 7–12

963–1001

32

–

69

9,6

1,0

24

ПК7

То же

1263–1273

25–32

–

50

12,6

1,0

25

ПК13

«

1398–1420

25

–

60

13,9

1,0

30

ТП164 ТП5614

«

«

1720–1770

1804–2227

20

22

–

–

65

55

17,0

18,0–22,0

0,9

1,0

41–44

47–54

ТП17

Нефтяная, пластовая, сводовая, 7–12

2270–2348

22

–

60

23,9

1,0

60

ТП22

Газоконден., пластовая, сводовая, 7–12

2462–2518

20

–

65

26,0

1,0

68


 

Р Газпром 2-3.2-270-2008

 

14

 

Приложение Б

(рекомендуемое)


 

Конструкции скважин месторождений Тазовской и Обской губ


 

Таблица Б.1 – Конструкции скважин на пласт ПК1 сеноманских отложений


 


 

Наименование колонн

Вариант 1 – с нормальным и большим отклонением забоев от вертикали

Вариант 2 – со сверхбольшим отклонением забоев от вертикали

Диаметр колонн, мм

Глубина спуска

по вертикали (по стволу), м

Диаметр колонн, мм

Глубина спуска

по вертикали (по стволу), м

Направление

324

130–250

426

130–250

Кондуктор

245

450–650

(7906950)

324

450–650

(790–950)

Эксплуатационная колонна

168

880–970

(2206–3220)

245

800–840

(3000–3300)

Хвостовик6фильтр

114

905–1008

(2530–3505)

168

988–1030

(5160–6010)


 

Таблица Б.2 – Конструкции скважин на пласты ПК7 и ПК13 альбских отложений Геофизического месторождения


 


 

Наименование колонн

Вариант 1 – с нормальным отклонением забоев от вертикали

Вариант 2 – с большим отклонением забоев от вертикали

Вариант 3 – со сверхбольшим отклонением забоев от вертикали

Диаметр колонн, мм

Глубина спуска по вертикали (по стволу), м

Диаметр колонн, мм

Глубина спуска по вертикали (по стволу), м

Диаметр колонн, мм

Глубина спуска по вертикали (по стволу), м

Направление

324

0–250

426

0–250

426

0–250

Кондуктор

245

0–650

(950)

324

0–650

(980)

324

0–650

(1050)

Эксплуатационная колонна

168

0–1395

(3390)

245

0–1010

(2950)

245

0–1025

(3100)

Эксплуатационный хвостовик6фильтр

–

–

168

(2450–4770)

168

(2700–5630)


 

Р Газпром 2-3.2-270-2008

 

15

 

Таблица Б.3 – Конструкции скважин на аптские отложения Геофизического месторождения


 


 

Наименование колонн

Вариант 1 – с большим отклонением забоев от вертикали на пласты ТП 164

Вариант 2 – с большим отклонением забоев от вертикали на пласты ТП769 и ТП12614

Диаметр колонн, мм

Глубина спуска

по вертикали (по стволу), м

Диаметр колонн, мм

Глубина спуска

по вертикали (по стволу), м

Направление

426

0–250

426

0–250


 

Кондуктор


 

324

0–650

(1080)


 

324

0–650

(1120)


 

Промежуточная колонна


 

245

0–1400

(2870)


 

245

0–1400

(3500)

Эксплуатационный хвостовик цементируемый


 

168

0–1758

(237065310)


 

168

0–2106

(300066475)


 

Р Газпром 2-3.2-270-2008

 

16

 

Таблица Б.4 – Конструкции скважин на готерив6барремские отложения Геофизического месторождения


 


 

Наименование колонн

Вариант 1 – с нормальным отклонением забоев от вертикали на пласты ТП17

Вариант 2 – с большим отклонением забоев от вертикали на пласты ТП22

Диаметр колонн, мм

Глубина спуска

по вертикали (по стволу), м

Диаметр колонн, мм

Глубина спуска

по вертикали (по стволу), м

Направление

426

0–250

426

0–250

Кондуктор

324

0–650

(1050)

324

0–650

(1230)

Промежуточная колонна

245

0–1420

(3400)

245

0–1420

(4330)

Эксплуатационный хвостовик6фильтр


 

168

0–2336

(2900–5520)


 

168

0–2508

(383067220)

Р Газпром 2-3.2-270-2008


 

Библиография


 

[1] Правила безопасности Госгортехнадзора России ПБ 086624603

Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности

[2] Руководящий документ ОАО «Газпром»

РД 39600147001676762000

Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин


 

[3] Р Газпром «Конструкции и технология крепления скважин в акватории Тазовской и Обской губ» (утверждены ОАО «Газпром» 06.12.2007)

[4] Технические условия ЗАО «Гранула»

ТУ 5734600367436423262006

Цемент тампонажный расширяющийся облег6 ченный – ЦТРО


 

[5] Технические условия ЗАО «Гранула»

ТУ 5734600467436423262006

Цементы тампонажные расширяющиеся стаби6 лизированные – ЦТРС


 

[6] Технические условия ЗАО «Гранула»

ТУ 5712600164955862462003

Микросферы алюмосиликатные. Марки МС6500, МС6400


 

[7] Технические условия ЗАО «Гранула»

ТУ 5734600167436423262006

Цементы тампонажные облегченные стабилизи6 рованные – ЦТОС


 

[8] Технические условия ЗАО «Гранула»

ТУ 5743600267436423262006

Добавка облегчающая комплексная (КОД61)


 

[9] Технические условия

ОАО НТФ «Эфиры целлюлозы» ТУ 2231600162109573762005

Реагенты для понижения фильтрации цемент6 ных растворов на основе гидроксиэтилцеллюло6 зы марок Натросол и Сульфацелл

[10] Технические условия ОАО «Химпром»

ТУ 2439634760576344162000

Нитрилотриметилфосфоновая кислота – НТФ


 


 

17

Р Газпром 2-3.2-270-2008


 

[11] Технические условия ЗАО «Гранула»

ТУ 5717600868033861262007

Смеси буферные порошкообразные – СБП


 

[12] Руководящий документ ООО «ТюменНИИгипрогаз» РД 00158758621362000

Технологический регламент по креплению сква6 жин на месторождениях севера Тюменской области


 

18

Р Газпром 2-3.2-270-2008


 


 

image


 

ОКС 75.020

Ключевые слова: рекомендации, состав, тампонажный раствор, буферная жидкость, цементирование, скважина, Тазовская губа, Обская губа


 

image


 

19


 


 

Корректура А.В. Казаковой

Компьютерная верстка А.И. Шалобановой


 

image

Подписано в печать 06.08.2009 г.

image

Формат 60х84/8. Гарнитура «Ньютон». Тираж 55 экз. Уч.6изд. л. 2,4. Заказ 512.

ООО «Газпром экспо» 117630, Москва, ул. Обручева, д. 27, корп. 2. Тел.: (495) 719664675, (499) 580647642.


 

Отпечатано в ООО «Полиграфия Дизайн»