Демонтаж бетона: rezkabetona.su

Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 [ 121 ] 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152

Т а б л и ц а 10.2

Правила выбора и рецеитуры тамионажного раствора

Марка цемента

Рекомендуемая температурная область применения, °С

-2++15

1 5-1 0

40100

100160

160250

Плотность тампо-нажного раствора, г/см3

Водоце-мент-ное от-ношение, В/Ц

Отложения в интервале цементирования

Бишо фит

Сульфаты

Минерализация

<400 мг/л

Пресная вода

Вид флюида

Нефть

Газоко

н-денсат

УПЦХ УПЦГ

ППЦХ ППЦГ СПЦХ СПЦГ НПЦХ НПЦГ ОПЦХ ОПЦГ

ШПЦС-120 ШПЦС-200 УШЦ1-120 УШЦ2-120 УШЦ1-200

УШЦ2-200

УЦГ-1

УЦГ-2

ИТБР

1 ,80-1 ,84 1 ,81 -1 ,84 1 ,95-2,1 0 1 ,95-2,1 0 1 ,81 -1 ,84 1 ,81 -1 ,84 1 ,81 -1 ,84 1 ,81 -1 ,84 1 ,81 -1 ,84 1 ,81 -1 ,84 1 ,55-1 ,65 1 ,55-1 ,65 1 ,70-1 ,82 1 ,78-1 ,82 2,06-2,16 2,1 6-2,30 2,06-2,16 2,1 6-2,30 2,06-2,16 2,1 6-2,30 1 ,40-1 ,55 1 ,55-1 ,70

1,85 1 ,45-1 ,55 1 ,45-1 ,85

0,50 0,50 0,36 0,36 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,80 0,80 0,42 0,40 0,35 0,32 0,32 0,32 0,32 0,32 0,95 0,80 0,42 0,90 0,8-0,5



Концентрация реагентов, % (от массы цемента)

Время

Ускорители

Понизители показателя

загусте-

Марка це-

Замедлители схватывания Кц

схватывания

фильтрации Kii

вания

мента

(ССБ)

БКК (СБК)

Хромпик

раствора,

Гипан

CaCl2

NaCl

CaCO3

Гипан

ПВС-ТР

мин, (не более)

1 -3

0,5-2

0,5-2

0,2-0,6

0,1 -0,5

0,1-0,8

0,1-0,8

0,3-0,5

0,1-0,5

0,5-2

0,5-2

0,5-2,0

УПЦХ

1 -3

0,5-2

0,2-0,6

УПЦГ

0,1 -0,5

0,1-0,8

0,1-0,8

0,3-0,5

0,1-0,5

0,5-2

0,5-2,0

ППЦХ

1 -3

0,5-2

0,2-1

0,2-0,6

ППЦГ

0,1 -0,5

0,1-0,8

0,1-0,8

0,3-0,5

0,1-0,5

0,5-2

0,2-1

0,5-1,0

СПЦХ

1 -3

0,5-2

0,2-1

СПЦГ

0,1-0,5

0,1-0,8

0,1-0,8

0,3-0,5

0,1-0,5

0,5-2

0,2-1

НПЦХ

1 -3

0,5-2

0,2-1

0,2-0,6

НПЦГ

0,1 -0,5

0,1-0,8

0,1-0,8

0,3-0,5

0,1-0,5

0,5-2

0,2-1

0,5-2,0

ОПЦХ

1 -3

0,5-2

0,5-2

0,5-2,0

ОПЦГ

0,1 -0,8

0,1-0,8

0,1-0,8

0,3-0,5

0,1-0,5

0,5-2

0,5-2

0,5-2,0

ШПЦС-120

0,1-0,5

0,1-0,5

0,1-1,5

0,4-1,5

0,1-1,0

0,5-2

0,5-2

ШПЦС-200

0,3-0,5

0,4-1,5

0,1-1,5

0,4-1,5

0,1-1,0

0,5-2

УШЦ1-120

0,1-0,5

0,1-1,5

0,4-1,5

0,1-1,0

0,5-2

УШЦ2-120

0,1 -0,5

0,1-1,5

0,4-1,5

0,1-1,0

0,5-2

УШЦ1-200

0,1 -0,5

0,4-1,5

0,4-1,5

0,1-1,0

0,5-2

УШЦ2-200

0,1 -0,5

0,4-1,5

0,4-1,5

0,1-1,0

0,5-2

УЦГ-1

0,1-0,5

0,1-1,5

0,4-1,5

0,1-1,0

0,5-2

0,5-2

УЦГ-2

0,1 -0,5

0,1-1,5

0,4-1,5

0,1-1,0

0,5-2

0,5-2

0,3-0,8

0,1-1,5

0,1-1,5

0,4-1,5

0,1-1,0

0,5-2

0,5-2

0,5-2

0,3-0,8

0,1-1,5

0,4-1,5

0,4-1,5

0,1-1,0

0,5-2

0,5-2

ИТБР

1 -3

0,5-2

0,5-2

0,5-2

1 -3

0,5-2

0,5-2

0,5-2

0,1 -0,5

0,3-0,5

0,3-0,5

0,3-0,5

0,1-0,5

1 -3

0,5-2

0,5-2

0,5-2

Время

ОЗЦ, ч,

не более

48 24 48 24 48 24 48 24 48 24 48 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 48 24 24 24



Т а б л и ц а 10.3

Выбор среды затворения

Отложения

Среда затворения

Концентрация соли, %

Галит

Бишофит

Сульфаты

Минерализованная вода

Насыщенный раствор хлорида натрия, р = 1,19 г/см3

Насыщенный раствор хлорида магния, р 1,27 г/см3 Техническая вода

То же

35 36

После спуска обсадной колонны буровой раствор должен быть вновь обработан и скважина промыта с максимально возможной подачей насосов, но не выше допустимой.

Процесс подготовки ствола к креплению может быть полностью исключен, если диаметр долота и компоновку низа бурильной колонны для проходки скважины выбирать в зависимости от заданной допустимой интенсивности пространственного искривления ствола, диаметра и жесткости спускаемой колонны и средневзвешенного угла наклона незакрепленного интервала (рис. 1 0.3) [4].

Диаметр долота при бурении под обсадную колонну выбирается из условия ее успешного спуска до забоя по методике ВНИИКРнефти:

D = 3,36 Ю4-(sina- cosa/f) + 0,1745/ + d, EI

(10.13)

где m - масса 1 м обсадной трубы в жидкости, кг; EI - жесткость труб обсадной колонны, Н/м ; a - средневзвешенный угол наклона незакрепленного интервала скважины, градус; /е - интенсивность пространственного искривления скважины в том же интервале, градус/1 0 м; d -диаметр обсадной колонны, м.

Жесткость обсадных труб можно найти из табл. 10.4. Т а б л и ц а 10.4 Жесткость обсаднгх колонн

Диаметр труб, мм

Жесткость, 103 Н/м2

Диаметр труб, мм

Жесткость, 103 Н/м2

1580

20 380

1 46

1865

27 000

3215

30 700

1 78

3820

34 700

1 94

5480

44 000

7650

57 000

10 400

64 800

15 000

93 200




0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 [ 121 ] 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152



Яндекс.Метрика