Тип бурового раствора (его компонентный состав) зависит от физикомеханических свойств пород и содержащихся в них флюидов, пластовых и горных давлений и забойной температуры. На Родниковом месторождении для бурения скважин под кондуктор применяют глинистые буровые растворы, представляющие собой коллоидную смесь воды и глины. Качество этих растворов характеризуется следующими показателями свойств: плотность 1050-1170 кг/м3; условная вязкость 18-60 сек; показатель фильтрации до 15 см за 30 мин; статическое напряжение сдвига 20-45 мгс/см3. В глинистых растворах в качестве дисперсной фазы используют глину или глинопорошок, высокоокисленный битум, различные виды утяжелителей.
Буровой раствор - важнейший элемент в технологии бурения, который определяет стоимость, технико-экономические показатели и качество строительства скважин. Буровой раствор должен выполнять следующие основные функции: выносить шлам на поверхность, предупреждать осложнения в необсаженном стволе скважины, обеспечивать качественное вскрытие продуктивных пластов, создавать благоприятные условия для разрушения забоя долотом, быть экологическим чистым, устойчивым к воздействию электролитов, кислых газов, высокой температуры и давления, иметь стабильные во времени свойства, передавать гидравлическую мощность забойным двигателям и др. Бурение из под кондуктора начинается с промывкой скважины технической водой с параметрами 1060 - 1100 кг/м3. При дальнейшем бурении скважины раствор получается самозамесом с увеличением плотности и вязкости. Дальнейшее бурение ведется с последующей наработкой раствора. Продуктивный пласт вскрывается на глинистом растворе с низким показателем водоотдачи В = 6-4 см3/ЗОмин. с целью сохранения максимального дебита скважин.
| Изм. |
| Лист |
| № докум. |
| Подпись |
| Дата |
| Лист |
| Снто. 130504. 5БС80 |
| Изм. |
| Лист |
| № докум. |
| Подпись |
| Дата |
| Лист |
| Снто. 130504. 5БС80 |
| Тип раствора | Интервал м | Параметры бурового раствора | ||||||||
| От (верх) | До (низ) | Плотность, г/см3 | Вязкость, сек | Водоотдача, см3/30мин | СНС, мгс/см2 через | Толщина корки, мм | Содержание песка, % | pH | ||
| 1 минуту | 10 минут | |||||||||
| Глинистый | 1,16 - 1,18 | 50- | 8-6 | 1,5 | 1,5 -2 | 7- | ||||
| Тех. вода, Естественный глинистый | 1,0- 1,08 | 15- | 15- | 0-5 | 0-10 | 1,5-1 | 6- | |||
| Естественный глинистый | 1,10 - 1,14 | 23- | 8-6 | 5-10 | 10- | 1,5- 0,5 | 1, | 7- | ||
| Естественный глинистый | 1.14 - 1.16 | 25- | 6-4 | 5-10 | 10- | 0,5 | 0,5 | 7- |
| Изм. |
| Лист |
| № докум. |
| Подпись |
| Дата |
| Лист |
| Снто. 130504. 5БС80 |
Для улучшения качества буровых растворових обрабатывают химическими реагентами. В настоящее время бурение с промывкой ствола скважины необработанными растворами проводят только при небольших глубинах и в не осложненных условия
Химические реагенты делятся:
По действию на свойства бурового раствора: понизители водоотдачи, вязкости, пептизаторы, структурообразователи, коагуляторы.
По отношению к действию солей: солестойкие, несолестойкие.
По отношению к температуре: термостойкие, нетермостойкие.
Согласно выбранным ранее типам и параметрам буровых растворов выбираем их химическую обработку следующими реагентами:
Гивпан - гидролизованное волокно полиакрилнитрильное - вязкая
жидкость от бело-серого до темно-коричневого цвета. Поставляется в металлических бочках емкостью 100 литров. Высокоэффективный полимер акрилового ряда. Является регулятором реологических и фильтрационных войств бурового раствора. Его действие проявляется в зависимости от концентрации в растворе глинистой фазы: при высокой - даже незначительный процент (0,05) гивпана, вызывает структурообразующее действие; при низкой - гивпан проявляет себя как стабилизатор и флокулянт, и при достижении концентрации 0,4-0,6 %, переводит раствор на полимерную основу с низкими значениями условной вязкости, фильтрации и СНС. Реагент вводится в раствор непосредственно в желобную систему или под выкид линии "ШН". При работе с реагентом необходимо пользоваться защитнымиочками и спецодеждой.
НТФ - нитрилотриметрилфосфоновая кислота - порошок белого цвета отечественного производства, поставляется в фанерных барабанах массой 30 кг. Эффективный понизитель вязкости буровых растворов на водной основе. Хорошо растворим в воде в любых концентрациях, при приготовлении не требуется длительного перемешивания, совместим с большинством применяемых химических реагентов. Общий расход на скважину 0.02-0,04 % от объема бурового раствора. Реагент может быть использован в качестве добавки, связывающей ионы кальция цемента. НТФ - относится к разряду умеренно токсичных веществ. Работы с ним должны производиться в резиновых перчатках и защитных очках. При попадании в глаза необходимо хорошо промыть водой.
Кем-Пас - среднемолекулярный сополимер полиакрилата натрия с
высоким анионным зарядом. Реагент импортного производства эффективный понизитель фильтрации бурового раствора. Термостоек до 200 град. С. Поставляется в полиэтиленовых мешках массой 25 кг. Хорошо растворим в воде. Общий расход на скважину до 175 кг. Применяется в сочетании с реагентом Поли-Кем"Д". Приготовляется в гидромешалке дозировками не более 10 кг. Реагент пожаро- и взрывобезопасен. При попадании на кожу и в глаза необходимо промыть обильной струей воды.
Поли-Кем"Д"- высокомолекулярный анионный полиакриламид импортного производства. Обладает высокой ингибирующей смазочной способностью, Хорошо растворим в воде. Термостоек до 200 град С. Поставляется в полиэтиленовых мешках массой 25 кг. Общий расход на скважину до 35 кг. Применяется в сочетании с реагентом Кем-Пас. Приготавливается в гидромешалке перемешиванием в течении 30-40 мин., не более 3 кг. Реагент пожаро- и взрывобезопасен. При попадании на кожу и в глаза необходимо промыть обильной струей воды.
Кальцинированная сода - порошок белого цвета. Поставляется в бумажных мешках массой 50кг. Применяется для улучшения распускаемости немодифицированного глинопорошка. Расход - 3% от веса глинопорошка. При работе с реагентом необходимо пользоваться защитными очками и спец.одеждой. При попадании на открытые участки кожи необходимо обильно промыть водой.
| Изм. |
| Лист |
| № докум. |
| Подпись |
| Дата |
| Лист |
| Снто. 130504. 5БС80 |
Графит - это серый кристаллический порошок, нерастворимый в воде. Смазочная способность в два раза ниже, чем у нефти. Рекомендуется для обработки бурового раствора в количестве 0,5-0,7 % к объему раствора.
Данные по химической обработке буровых растворов приведены в таблице 7.
| Изм. |
| Лист |
| № докум. |
| Подпись |
| Дата |
| Лист |
| Снто. 130504. 5БС80 |
| Интервал, м | Типы химических реагентов для | Расход химических реагентов, кг | ||
| От (верх) | До (низ) | данного интервала | Для 1 м проходки | Для всего интервала |
| Гивпан Графит Кальцинированная сода | 0,6 0,4 0,5 | |||
| Поли-Кем"Д" Кем-Пас НТФ Графит | 0,04 0,2 0,017 0,63 | 23,6 10,03 371,7 | ||
| Поли-Кем"Д" Кем-Пас НТФ Графит | 0,04 0,2 0,017 0,63 | 21,25 787,5 | ||
| Поли-Кем"Д" Кем-Пас НТФ Графит | 0,04 0,2 0,017 0,63 | 31,5 13,4 |
| Изм. |
| Лист |
| № докум. |
| Подпись |
| Дата |
| Лист |
| Снто. 130504. 5БС80 |
Под режимом бурения понимается сочетания параметров, которые влияют на показатели работы долота и которые бурильщик может оперативно изменить с поста управления. Это такие параметры как: осевая нагрузка на долото Рg; расход промывочной жидкости Q; частота вращения долота.
Параметры режима бурения наклонно – направленной скважины на месторождении приведены в таблице
Таблица 17- Параметры режима бурения
| Интервал по стволу | Режим бурения | |||
| от | до | Q (л/c) | Pg | nоб/мин |
| 0,034 | 0,1 | 420-450 | ||
| 0,024 | 0,12 | 485-530 | ||
| 0,024 | 0,14 | 485-530 |
| Изм. |
| Лист |
| № докум. |
| Подпись |
| Дата |
| Лист |
| Снто. 130504. 5БС80 |
Долота для бурения – инструмент, при помощи которого разрушается горная порода на забое и образуется скважина.
По характеру разрушения породы все буровые долота классифицируются следующим образом.
1. Долота режуще – скалывающего действия, разрушающие породу лопастями, наклоненными в сторону вращения долота. Предназначены они для разбуривания мягких пород.
2. Долота дробящее – скалывающего действия, разрушающие породу зубьями или штырями, расположенными на шарошках, которые вращаются вокруг своей оси долота. При вращении долота наряду с дробящим действием зубья (штыри) шарошек, проскальзывая по забою скважины, скалывают (срезают) породу, за счет чего повышается эффективность разрушения пород. Следует отметить, что выпускаются буровые долота и бурильные головки только дробящего действия. При работе этими долотами породы разрушаются в результате динамического воздействия (ударов) зубьев шарошек по забою скважины.
Перечисленные долота и бурильные головки предназначены для разбуривания неабразивных и абразивных средней твердости, твердых, крепких и очень крепких пород.
3. Долота истирающе-режущего действия, разрушающие породу алмазными зернами или твердосплавными штырями, располагающимися в торцовой части долота или в кромках лопастей долота. Долота с алмазными зернами и твердосплавными штырями в торцовой части применяются для бурения неабразивных пород средней твердости и твердых; долота лопастные, армированные алмазными зернами или твердосплавными штырями, - для разбуривания перемежающихся по твердости абразивных и неабразивных пород.
По назначению все буровые долота классифицируются на три класса:
долота для сплошного бурения, разрушающие породу в одной плоскости или ступенчато; бурильные головки для колонкового бурения, разрушающие породу по периферии забоя; долота для специальных целей (нарезные, расширители, фрезеры и др.).
Долота для сплошного бурения и бурильные головки для колонкового бурения предназначены для углубления скважины. Выпускаются они различных типов, что позволяет подбирать нужное долото.
Долота для специальных целей предназначены для работы в пробуренной скважине и в обсадной колонне.
Долота независимо от их назначения, конструкции и типа нормализованы по диаметрам.
По конструкции промывочных устройств и способу использования гидравлической мощности струи бурового раствора долота делятся на струйные (гидромониторные) и проточные (обычные).
В гидромониторных долотах струя бурового раствора достигает поверхности забоя, что дает возможность использовать гидромониторный эффект для очистки поверхности забоя и частичного разрушения породы. В проточных (обычных) долотах буровой раствор, протекая через промывочные отверстия, омывает шарошки (лопасти) и только частично достигает поверхности забоя.
| Изм. |
| Лист |
| № докум. |
| Подпись |
| Дата |
| Лист |
| Снто. 130504. 5БС80 |
1-система компенсации давления смазочного материала; 2-лапа; 3-периферийный роликовый радиальный подшипник качения; 4-концевой радиальный подшипник скольжения; 5-концевой упорный подшипник скольжения; 6-герметизирующий элемент; 7-средний радиально-упорный шариковый подшипник качения; 8-фрезерованный зуб периферийного венца; 9-фрезерованный зуб среднего венца; 10-фрезерованный зуб вершины шарошки; 11-наплавка зерновым твердым сплавом; 12-шарошка; 13-твердосплавный зубок, запрессованный в тыльный конус шарошки; 14-твердосплавный зубок периферийного венца шарошки; 15-твердосплавный зубок среднего венца шарошки; 16-концевой роликовый радиальный подшипник качения; 17-твердосплавный зубок вершины шарошки; 18-твердосплавный зубок, запрессованный в козырек лапы; 19-козырек лапы; 20-замковый палец; 21-цапфа лапы; 22-спинкалапы; 23-корпус долота; 24-резервуар для размещения смазки; 25-упорный уступ долота; 26-внутренняя полость присоединительного ниппеля; 27-присоединительный ниппель с замковой резьбой; 28-торец присоединительного ниппеля.
Для бурения под кондуктор выбираем долото 
295,3 С-ГНУ. Оно предназначено для низкооборотного бурения скважин сплошным забоем в породах средней твердости.
Шарошки оснащены 156-ю фрезерованными зубьями, наплавленными с боков и тыльной стороны твердым сплавом. Обратные конусы шарошек, образующие диаметр долота, так же наплавлены твердым сплавом.
В целях герметизации внутренней полости шарошек у их торцов размещены уплотнительные манжеты. Для принудительной подачи смазки в зоны трения в лапах имеются маслонаполненные резервуары и уравниватели давления в системе каналов, соединяющих эти резервуары с полостями опор.
Для подачи к забою промывочной жидкости в корпусе долота предусмотрены три боковых отверстия, на выходе которых установлены сменные износостойкие насадки.
| Изм. |
| Лист |
| № докум. |
| Подпись |
| Дата |
| Лист |
| Снто. 130504. 5БС80 |
Техническая характеристика:
Размер долота:
Диаметр – 295,3мм
Высота 420мм
Диаметр опоры: max – 99,45мм, min – 32мм
Допустимая осевая нагрузка – 400 кН
Масса – 80кг
Дальнейшее бурение из-под кондуктора ведется трехшарошечным долотом 215,9МЗ-ГВ
Оно предназначено для высокооборотного бурения скважин сплошным забоем в мягких образивных породах.
Шарошки оснащены 123-мя твердосплавными зубками. Для подачи промывочной жидкости в корпусе долота предусмотрены два боковых отверстия с насадками. В месте третьего отверстия в корпусе предусмотрена продольная полость.
Сменные насадки – сопла закрепляют в лапах с помощью резьбовых переходников.
Техническая характеристика:
Диаметр – 215,9мм
Высота 350мм
Диаметр опоры: max - 85мм;, min – 36,2мм
Резьба – 3-117
Допустимая нагрузка – 250 кН
Масса – 40,2кг
| Изм. |
| Лист |
| № докум. |
| Подпись |
| Дата |
| Лист |
| Снто. 130504. 5БС80 |
| Изм. |
| Лист |
| № докум. |
| Подпись |
| Дата |
| Лист |
| Снто. 130504. 5БС80 |
III – долото трёхшарошечное;
295.3 – номинальный диаметр, мм;
С – средней твёрдости;
Г – с боковой гидромониторной промывкой;
Н – один подшипник скольжения, остальные качения;
У – маслонаполненная опора с уплотнением.
2. III 215.9 МЗ-ГВ:
III – долото трёхшарошечное;
215.9 – номинальный диаметр, мм;
МЗ – мягкие абразивные;
Г – с боковой гидромониторной промывкой;
В – все подшипники качения.
2.8 Крепление скважин. Характеристика обсадных труб
Таблица 18 - Заполнение трубного пространства при креплении обсадной колонны
| Обсадная колонна | Раствор (жидкость) | |||||||||
| Номер в порядке спуска | Название колонны | Интервал установки по вертикали, м | Глубина установки муфты двух ступенчатого цементирования, м | Высота цементного стакана, м | Номер раствора сверху-вниз | Наименование | Плотность, г\см³ | Интервал заполнения затрубного пространства по вертикали, м | ||
| От (верх) | До (низ) | От (верх) | До (низ) | |||||||
| направление кондуктор эксплуатационная | --- --- --- | Цементный из ПЦТ-II-50 ГОСТ 1581-96 Облегченный тампонажный раствор из ПЦТ-II-50 ГОСТ 1581-96 Цементный из ПЦТ-II-50 ГОСТ 1581-96 Буферная (вода+НТФ+ПАВ) Облегченный тампонажный раствор из ПЦТ-II-50 ГОСТ 1581-96 Цементный из ПЦТ-I-100 ГОСТ 1581-96 | 1.83 1.58 1.83 1.00 1.48 1,80 | |||||||
       Примечание:
1. Принятые условные обозначения тампонажных материалов:
- цементный из ПЦТ-II-50 -раствор, приготовленный на основе портландцемента тампонажного для низких и нормальных температур по ГОСТ 1581-96;
- облегченный из ПЦТ-II-50 – раствор, приготовленный на сухой смеси 86% портландцемента тампонажного для низких и нормальных температур и 14% бентонитового глинопорошка;
- цементный из ПЦТ-I-100 - раствор, приготовленный на основе портландцемента тампонажного для умеренных температур.
2. Допускается применение иных, предварительно опробованных и рекомендованных в виде регламента, высококачественных тампонажных материалов, обеспечивающих надежное разобщение пластов и сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта.
3. В целях качественного крепления необходимо соблюдать требования п.2.3.2, п.7.8, п.9.2.4 Дополнения к РД 5753490-009-98, утвержденного и введенного в действие приказом ОАО "Сургутнефтегаз" от 22.01.2001г. №84.
4. Для повышения качества при креплении верхней части кондуктора допускается использование облегченного цемента МТО-5-100 по ТУ 5734-573940-002-2001, или ПЦТ III-Oб5-100 по Гост 1581-96.
5. Допускается вместо портландцемента ПЦТ-I-100 применение цемента "Дюлог Цем класса G по стандарту АНИ.
6. Продолжительность ОЗЦ для кондуктора-8 часов, для эксплуатационной колонны-12 часов. При использовании БСС допускается уменьшение ОЗЦ до удвоенной продолжительности конца схватывания БСС по данным лабораторного анализа
7. Допускается приготовление облегченного тампонажного раствора для цементирования колонн на основе суспензий буровых раствор.
|
Таблица 19 - Параметры обсадных колонн
| Название колонны (тип резьбы) | Условный наружный диаметр, мм | Номер равнопрочной секции труб части колонны (снизу-вверх) | Интервал установки по стволу, м | Марка (группа прочности стали) | Толщина стенки, мм | Длинна секции по стволу, м | Масса секции, т | Нарастающая масса, т | Коффициент запаса прочности | Величина натяжения колонны, тс | Масса труб, т | |||||
| От (низ) | До (верх) | Избыточное давление | Растяжение | |||||||||||||
| Наружное | Внутренние | С учетом на плюсовой допуск 5% | Запас на завоз 2% | |||||||||||||
        Направление (ОТТМ, БТС)
Кондуктор (ОТТМ,БТС)
Эксплуатационная (ОТТМ, БТС)
| Д Д Д Д | 9.5 7.9 7.3 8.0 | 5.33 22.49 78.00 3.49 | 5.33 22.49 78.00 81.49 | --- --- 1.34 1.59 | --- 2.26 1.15* 1.26* | --- --- 1.33/1.66 --- | --- --- --- --- | 5.60 23.62 81.90 3.67 | 0.11 0.47 1.64 0.07 | ||||||
| Всего по эксплуатационной колонне: | 81.49 | 85.57 | 1.71 | |||||||||||||
| Примечание: 1. Коэффициент запаса прочности на растяжение: в числители – для резьбового соединения, в знаменателе – для тела трубы. 2. * - при опрессовки труб на поверхности. | ||||||||||||||||
Таблица 20 – Технологическая оснастка обсадных колонн
| Номер в порядке спуска | Название колонны | Элемент технологической остнаски части колонны | |||||||
| Номер в порядке спуска | Наименование, шифр, типоразмер | ГОСТ, ОСТ, МРТУ, ТУ и т.п. на изготовление | Техническая характеристика | Колличество, шт | |||||
| Диаметр, мм | Длина (высота) | Масса, кг | |||||||
| Наружный | Внутренний | ||||||||
| Направление Кондуктор Эксплуатационная | 5* | Башмак БК-324 Башмак БК-245 Центратор ЦЦ-245/295 Обратный клапан ЦКОД-М-245 Продавочная пробка ПВЦ-245 Экранирующее устройство Башмак БК-168 Обратный клапан ЦКОД-М-168 Центратор ЦЦ-2-168/216 Продавочная пробка ПВЦ-146-168 | ОСТ 39-011-87 ОСТ 39-011-87 ТУ 39-1442-89 ТУ 39-1442-89 ТУ 39-1259-88 УЭЦС-245.000ТУ ОСТ 39-011-87 ТУ 39-1443-89 ТУ 39-011-87 ТУ СЦБПО БНО | --- --- --- --- --- | --- --- | 85,0 60,0 16,8 57,0 18,0 --- 28,0 25,0 11,0 5,0 | |||
| Примечание: 1. Центраторы на эксплуатационную колонну устанавливать для всех нефтеносных пластов. Минимальное количество центраторов на один продуктивный пласт – четыре (два-выше пласта и два-ниже). Расстояние между центраторами должно быть не более 10 м. если мощность продуктивного горизонта больше 10 м, в интервале его залегания устанавливается дополнительные центраторы с тем, чтоб расстояние между ними не превышало 10 м. Выше башмака кондуктора устанавливаются три центратора через 10 м и центратор на верхней трубе. 2. Выбор места установки и количество центраторов производится исходя из фактических геологических условий согласно п. 5 РД-5753490-009-98 приложения Б. РД-5753490-009-98. 3. Заколонный пакер ПГПМ-168 рекомендуется устанавливать в плотной перемычке мощностью от 3 до 6 м с учетом насыщения продуктивного пласта. Решение об установки пакера принимают геологические службу УБР и НГДУ. 4. * включается в остнаску кондуктора (на глубинах 10-15 м и 35-40 м) при бурении без спуска направления. |
      |
Таблица 21 - Режим спуска обсадных труб
| Номер колонны в порядке спуска | Название колонны | Смазка резьбовых соединений | Момент свинчивания обсадных труб, кгм | Допустимая скорость спуска труб, м/с | Переодичность долива колонны, м | ||
| Шифр или наименование | ГОСТ, ОСТ, МРТУ, ТУ и т.п. на изготовление | Масса, кг | |||||
| Направление Кондуктор Эксплуатационная | Р-402 Р-402, Р-2 Р-402, Р-2 | ТУ 38-101708-78 ТУ 38-101708-78 ТУ 38-101708-78 | 0,70 6,30 19,11 | 760-960 560-1020 430-660 | 1,0 1,0 1,4/1,0 | --- --- Постоянно через дроссельное устройство обратного клапана ЦКОД, контроль уровня бурового раствора через 300м. | |
| Примечание: 1. Величина допустимой скорости спуска труб указана в числителе до кровли покурской свиты, в знаменателе – до забоя скважины. 2. Промежуточные промывки при спуске эксплуатационной колонны производить с расхаживанием в пределах допустимых нагрузок для данного типоразмера труб. Интервалы промежуточных промывок выбирать в зависимости от состояния ствола скважины, с учётом инклинометрических замеров. Продолжительность промывки на забое не менее двух циклов. |
     |
Таблица 22 – Опрессовка обсадных труб
| Номер колонны в порядке спуска | Название колонны | Плотность жидкости для опрессовки колонны, г/см3 | Давление на устье скважины при опрессовке, кг/см2 | Давление на устье скважины при опрессовки труб ниже пакера, кг/см2 | Номер равнопрочной секции снизу-вверх | Давление опрессовки труб равнопрочной секции на поверхности, кг/см2 | |||
| Колонны | Цементного кольца | Части колонны ниже муфты для 2-х ступенчатого цемен-я | Глубин установки пакера, м | ||||||
| Кондуктор Эксплуатационная Межколонное пространство | 1,16 1,00* 1,12 Вода или незамерзающая жидкость | --- | --- --- --- --- | --- --- --- | --- --- --- | --- --- --- | 1,2 --- | 250* --- | |
| Примичание: 1. * - Согласно ТУ ЦТБ ОАО “Сургутнефтегаз”. 2. Цементное кольцо не опрессовывается так как нет ПВО. |
Цементирование скважины
Таблица 23 - Характеристика жидкостей для цементирования и составляющие их компоненты
| Номер колонны в порядке спуска | Название колонны | Номер ступени (снизу-вверх) | Характеристика жидкости (раствора) | |||||
| Тип или название | Плотность, г\см³ | Пластическая вязкость, сантипуаз | Динамическое напряжение сдвига, дин\см² | Составляющие компоненты | ||||
| Название | % к массе сухого вещества (для тампонажного раствора), % к массе буферной жидкости (вода) | |||||||
| Направление Кондуктор Эксплуатационная | Буферная цементный Продавочная Буферная Первая порция-3 м3 Вторая порция-5 м3 Облегченный Цементный Продавочная Первая порция-4 м3 Вторая порция-4 м3 Третья порция-4 м3 Облегченный Цементный Продавочная | 1.00 1.83 1.16 1.00 1.58 1,00 1,83 1,00 1,00 1,48 1,00 1,80 1,00 1,12 | --- 20-24 --- --- --- --- --- --- --- | --- 17-23 --- --- --- --- --- --- --- | Вода Портландцемент ПЦТ-II-50 ГОСТ 1581-96 Хлористый кальций Глинистый раствор Вода НТФ Вода КМЦ Портландцемент ПЦТ-II-50 ГОСТ 1581-96 Глинопорошок ППБ Вода Портландцемент ПЦТ-II-50 ГОСТ 1581-96 Вода Хлористый кальций Техническая вода Вода Вода НТФ Вода ПАВ Портландцемент ПЦТ-II-50 ГОСТ 1581-96 Глинопорошок ППБ Вода Цемент из ПЦТ-I-100 ГОСТ 1581-96 Вода Солевой раствор | 0,2 1,00 2,00 0,2 1,00 0,60 | ||
| Примечание: 1. Для ускорения гидротации при цементировании кондуктора температура закачиваемого цементного раствора и продавочной жидкости должна быть не менее 300 С. 2. При отсутствии реагентов понизителей водоотдачи рекомендуется применение портландцемента класса G. |
Таблица 24 – Потребное количество материалов и цементировочной техники
    |
| Название или шифр | ГОСТ, ОСТ, МРТУ и т.п. на изготовление | Единица измерения | Потребное количество | |
| Название колонны | Суммарное на скважину | |||
| Направление | Кондуктор | Промежуточная | Эксплуатационная | |
|
| Поделиться: |
Поиск по сайту
Все права принадлежать их авторам. Данный сайт не претендует на авторства, а предоставляет бесплатное использование.
Дата создания страницы: 2018-01-08 Нарушение авторских прав и Нарушение персональных данных
Поиск по сайту:
Читайте также:
Деталирование сборочного чертежа
Когда производственнику особенно важно наличие гибких производственных мощностей?
Собственные движения и пространственные скорости звезд