Розрахунок і кріплення обсадних колон

Індекс

стратігр.

Поділя-лення

інтервал

Тип коллетора

Пліт

ність, г / см ³

Вміст сірки,% / парафіну,%

Дебіт, м / добу

Газовий фактор, м / м ³

від

до

1

2

3

4

5

6

7

8

К1 (АС10)

К1 (АС11)

К1 (АС12)

2470

2520

2590

2490

2535

2650

Порово

порово

порово

0,868 0,866

0,863

1,2 / 2,5

1,2 / 2,5

1,2 / 2,5

3,2-58

19,3-57

4,2

-

67

-

Індекс страте-графічного підрозділу

Інтервал, м

Тип колектора

Пліт-ність, г/см3

Дебіт, м3/сут

Хімічний склад води, мг / екв

Мінералізація, г / л

від

до

аніони

катіони

Cl2

SO4

HCO3

Na (K)

Mg

Ca

К2-К1

1090

1910

Порово.

1,01

15-20

98

-

2

92

3

5

15-18

К1 (АС4-6)

2055

2060

Порово.

0,98

5-28

90

0,5

9,5

93

1

6

14-16

К1 (БС16-22)

2785

2790

Порово.

0,98

3,03

92

-

8,0

96

0,5

3,5

14-16

Індекс стратегр підрозділи

Інтервал, м

Градієнт

від

до

Пластового тиску

Гідророзриву порід

Гірського тиску

Геотермічний

Величина кгс/см2 на м

Джерело отримання

Величина, кгс/см2 на м

Джерело отримання

Величина, кгс/см2 на м

Джерело отримання

Величина град. С на 100 м

Джерело отримання

Q - P 3 / 2

0

450

Рпл = ргр

розрахунок

0,20

розрахунок

0,22

розрахунок

2,5

РФЗ

Р3/2-К2

450

1130

0,100

розрахунок

0,20

розрахунок

0,22

розрахунок

2,5

РФЗ

К2-К1

1130

1740

0,100

розрахунок

0,17

розрахунок

0,22

розрахунок

Ускладнення при бурінні

Можливі ускладнення по розрізу свердловини передбачалися як поглинання бурового розчину в інтервалі: 0-450 метрів, з максимальною інтенсивністю до 5 кубометрів на годину, за умови що параметри бурового розчину будуть відхилятися від проектних. А також передбачалося розрідження глинистого розчину в інтервалі 1130-2015 метрів при попаданні в глинистий розчин агресивної пластової води, звуження стовбура свердловини в інтервалі 2015-2700 за рахунок розбухання глини.

Також в інтервалі від 0 до 450 метрів знаходилися найбільш небезпечні пріхватоопасние зони, які могли активізуватися за рахунок відхилення бурового розчину від проектних параметрів і поганий очищення.

Можливі осипи і обвали стінок свердловини по інтервалах, а також їх причини представлені в таблиці 5.

Таблиця 5. Осипи і обвали стінок свердловини.

Таблиця 6. Нефтегазоводопроявленія.

1. Обгрунтування і проектування конструкції свердловини

Таблиця 1.1. Профіль стовбура свердловини.

Профіль свердловини складається з чотирьох ділянок (малюнок 1.):

1. Вертикальний ділянку

2. Інтервал набору кривизни

3. Інтервал стабілізації зенітного кута

4. Інтервал спаду зенітного кута

Малюнок 1. Профіль стовбура свердловини.

Конструкція свердловини визначається завданням замовника (добувної організації) і геологічними умовами району робіт. Обгрунтування конструкції проводиться в два етапи. На першому етапі вибирається метод входження в пласт, число обсадних колон і глибини їх спуску. На другому - розміри колон, діаметри доліт, інтервали цементування.

Розрахуємо індекси тиску за наступною формулою з [1]:

.

Результати розрахунку зведемо в таблицю 1.2.

Таблиця 1.2.

Малюнок 2. Графік індексів тисків пластового та гідророзриву пласта.

Вибір діаметрів обсадних колон та діаметрів доліт

Проектом розробка передбачено використати експлуатаційну колону діаметром 146,1 мм.

Діаметр долота для буріння стовбура під задану колону визначають за формулою:

D _д = D _м +2 · δ,

де D _м - діаметр муфти обсадної колони, мм.

δ = 5 ... 40 мм - мінімальний зазор.

Діаметри кондуктора і напрямки можна розрахувати за формулою:

D _к = D _д +2 · Δ,

де Δ = 3 ... 5 мм - зазор.

Діаметр долота під експлуатаційну колону:

D _де = 166 + 2.20 = 206 мм. За ГОСТ 20-692-75 вибираємо D _де = 215.9 мм.

Діаметр кондуктора:

D _к = 215,9 +2 ∙ 5 = 225,9 мм, Вибираємо D _к = 244,5 мм.

Діаметр долота під кондуктор:

D _дк = 270 +2 ∙ 10 = 290 мм. Вибираємо D _дк = 295,3 мм.

Діаметр напрямки:

D _н = 295,3 +2 ∙ 5 = 305,3 мм. Вибираємо D _н = 323,9 мм.

Діаметр долота під напрям:

D _дн = 351 +2 ∙ 10 = 371 мм. Вибираємо D _дн = 393,7 мм.

Колона напрямки потрібна для перекриття водних горизонтів у уникнення перемішування їх вод, попадання розчину і твердої фази в них, які призводять до екологічних проблем, а також для виключення обвалів стінок свердловини.

2. Розрахунок обсадної колони

Основними розрахунками обсадних колон, є розрахунки на зовнішнє і внутрішнє надлишковий тиск і розрахунок на розтяг.

Розрахунок на внутрішній тиск діє на колону.

Визначимо тиск на гирлі за умови, що свердловина заповнена пластової рідиною:

.

Визначимо тиск опресування на вибої:

.

Де - Опресовування тиск на гирлі свердловини.

Визначимо тиск наприкінці експлуатації:

.

Побудуємо графік внутрішніх тисків.

Малюнок 3. Графік внутрішніх тисків.

Розрахунок на зовнішній тиск діє на обсадних колон.

У не зацементованої інтервалі заповненим промивної рідиною, зовнішній тиск визначається, як гідростатичний від стовпа промивної рідини.

.

У зацементованої інтервалі до затвердіння цементу, тиск визначається по тиску стовпа промивальної рідини і цементного розчину.

.

У разі коли обсадна колона зацементована різної щільності, то допускається використовувати середню щільність розчину з урахуванням довжини кожного інтервалу.

.

Звідси отримаємо зовнішнє тиск до затвердіння цементу:

.

Визначимо зовнішній тиск після затвердіння цементу:

,

де - Гідростатичний тиск стовпа промивної рідини; - Гідростатичний тиск рідини міститься в порах затверділого цементу.

Побудуємо графік зовнішніх тисків.

Малюнок 4. Графік зовнішніх тисків.

Визначимо внутрішні надлишкові тиску діють на обсадних колон

У загальному випадку внутрішні тиску визначаються як різниця внутрішніх і зовнішніх тисків на один і той же момент часу, коли внутрішній тиск у колоні досягає максимальних значень. Як правило це буває при обпресування обсадної колони. Надмірний тиск визначається для характерних точок, а розподіл тиску між ними приймається лінійно.

За графіком 3 і 4 визначимо характерні точки:

При визначенні внутрішнього надмірного тиску у продуктивній зоні пласта поза ускладнених умов, вводиться коефіцієнт розвантаження цементного кільця - К. Це обумовлено допущеннями які прийняті при складанні методики розрахунку. Для обсадних колон діаметром 146 мм, К = 0,25.

Визначимо зовнішні надлишкові тиски

Зовнішні надлишкові тиску визначаються як різниця зовнішніх і внутрішніх тисків на момент коли вони досягають максимальних значень. Як правило це належить до моменту експлуатації свердловини. Надмірний тиск визначаються для характерних точок, а розподіл тиску між ними приймається лінійно.

При визначенні зовнішнього надлишкового тиску у продуктивній зоні пласта поза ускладнених умов, вводиться коефіцієнт розвантаження цементного кільця - К. Для обсадних колон діаметром 146 мм, К = 0,25.

Побудуємо графік внутрішніх і зовнішніх надлишкових тисків.

Малюнок 5. Графік зовнішніх і внутрішніх надлишкових тисків.

Розрахуємо обсадних колон

Розрахунок починаємо знизу вгору підбираючи колону виходячи з розрахунку на зовнішній тиск і перевіряємо отримані дані розрахунками на внутрішній тиск і розтягнення.

Вибираємо труби з [2], для 1 секції d = 146мм, = 7,7 мм, [ ] = 24,3 МПа, [ ] = 35МПа, [ ] = 1254кН, q = 0,265 кН, групи міцності Д, де

d - діаметр обсадної колони;

- Товщина стінки обсадної труби;

[ ] - Допустиме мнуть тиск;

[ ] - Допустимий внутрішній тиск при якому виникає межа текучості матеріалу труби;

[ ] - Допустима Страгивает навантаження визначена за формулою Яковлєва

q - вага одного погонного метра труби.

Розрахуємо на зминання нижню трубу першої секції

Основою розрахунку є таке рівняння:

,

де - Коефіцієнти запасу міцності на зминання, відповідно розрахованої і допустимої;

- Розрахунковий мнуть тиск в перетині z по довжині обсадної колони.

З [3] отримаємо, що в інтервалах продуктивних пластів , В залежності від стійкості колектора, приймемо . В інших інтервалах .

.

Визначимо довжину першої секції: .

Визначимо вага першої секції: .

Розрахуємо на розрив від внутрішнього тиску верхню трубу першої секції

Визначимо за графіком 4 внутрішнє надлишковий тиск на глибині.

Основою розрахунку є таке рівняння:

де - Коефіцієнти запасу міцності, відповідно розрахований і дозволений, [3],

внутрішнє надлишковий тиск в перетині колони z.

В інтервалі де на колону діють спільні (стискають і розтягують) навантаження має виконуватися така умова:

Перевіримо нижню трубу другої секції на дію спільних навантажень

умова виконується.

Вибираємо труби для другої секції: d = 146мм, = 7,7 мм, [ ] = 24,3 МПа, [ ] = 35МПа, [ ] = 1254кН, q = 0,256 кН, групи міцності Д.

Перевіримо нижню трубу другої секції на розтяг від ваги першої секції

В основі розрахунку використовується рівняння:

, Де [n _p] і n _p допустимий і розрахунковий коефіцієнти запасу міцності на розтяг, з [3] [n _p] = 1,3.

, Умова виконується.

Розрахуємо на зминання нижню трубу другої секції.

Для визначення довжини другої секції підбираємо труби для третьої секції: d = 146мм, = 7,0 мм, [ ] = 20.3МПа, [ ] = 31,8 МПа, [ ] = 1136кН, q = 0,243 кН, групи міцності Д.

Розрахуємо на зминання нижню трубу третьої секції

Глибину спуску третьої секції визначимо з графіка 4.

Визначимо довжину другої секції:

Визначимо вага другої секції:

Розрахунок на розрив від внутрішнього тиску верхньої труби другій секції

Визначимо за графіком 5 внутрішнє надлишковий тиск на глибині L = 2018м.

Перевіримо нижню трубу третьої секції на дію спільних навантажень

Перевіримо нижню трубу третьої секції на розтяг від ваги першої та другої секції

умова виконується.

Визначимо допустиму довжину третьої секції:

Отже, третя секція може бути застосована до гирла.

Перевіримо верхню трубу третьої секції на розрив від внутрішнього тиску

Визначимо за графіком 5 внутрішнє надлишковий тиск на глибині L = 0 м.

Перевіримо верхню трубу третьої секції на розтяг від ваги першої та другої секції:

Визначимо вага третьої секції:

умова виконується.

Таблиця 2.1.

3.Обоснованіе складу технологічної оснастки компонування ОК

Таблиця 3.1.

4. Обгрунтування режиму спуску ОК

Гранична швидкість спуску обсадної колони визначається зі співвідношення

Рс = Ргст + РГД £ ргр

де: Ргст - гідростатичний тиск стовпа промивної рідини на глибині найбільш слабкого пласта (пласта з найменшим індексом тиску початку поглинання або гідророзриву);

РГД - гідродинамічний тиск у свердловині при спуску колони труб із закритим нижнім кінцем;

РГР - тиск початку поглинання (гідророзриву) найбільш слабкого пласта.

Гідродинамічний тиск при спуску знаходиться при турбулентному плині витісняється рідини за формулою

,

при ламінарному течії по формулі:

Р _гд =

де - Відповідно довжина і гідравлічний діаметр кільцевого простору на - Тій ділянці; - Швидкість течії рідини на - Тій ділянці; n - кількість ділянок кільцевого простору різного розміру від гирла до найбільш слабкої пласта, t ₀ - Динамічна напруга зсуву, l - коефіцієнт гідравлічних опорів.

Коефіцієнт є функцією параметра Сен-Венана - Ілюшина

,

де β = (0,236 +0,033 Sen) / (1 ​​+0,036 Sen)

Найбільш слабкий пласт до _м = к _г ^min = 0.0173 МПа / м під п'ятою технічної колони.

Задамося швидкістю спуску U = 0.5 м / с, тоді швидкість руху витісняється рідини U _ж буде дорівнює:

U _{ж i} = U · ( ),

Де D _c, D _т - відповідно діаметр труби і зовнішній діаметр обсадних труб, К - коефіцієнт, що враховує захоплення частини рідини стінками колони труб. Для практичних розрахунків можна прийняти К = 0.5.

Нехай режим течії витісняється рідини в інтервалі установки технічної колони буде ламінарний, тоді:

U _{ж i} = 0.5 ( ) = 0.67 м / с.

Критична швидкість течії рідини при зміні режимів визначається за наступною формулою:

U _кр = 25 ,

При щільності промивної рідини 1150 кг / м ³ та

τ ₀ = 8.5 · 10 ^-3 · ρ _пр.ж. -7 = 2.8 Па, критична швидкість складе:

U _кр = 25 = 25 = 1.23 м / с,

Так як U _ж <U _кр, то режим течії ламінарний.

Тоді:

= = 18.35, тоді β = 0.51.

Гідродинамічні тиску на даній ділянці складуть:

Р _гд = = 0.85 МПа.

Результати аналогічних розрахунків для різних швидкостей спуску експлуатаційної колони наведені в таблиці 4.1.

Таблиця 4.1.

Залежність гідродинамічних тисків від швидкості спуску.

Гідростатичний тиск на глибині 2700 м складе:

Р _ГСТ = ρ _ж · g · L = 1150.9 .8 · 2700 = 30,4 МПа.

Тиск гідророзриву на глибині 2700 м:

grad Р _гр · Н = 0.0173 · 2700 = 46,7 МПа.

Тоді: Р _гд <Р _{гр-Р с,} Р _гд <16,3 Мпа.

Допустима швидкість спуску експлуатаційної колони 5,7 м / с.

Малюнок 6. Залежність гідродинамічних тисків від швидкості спуску обсадної колони.

5. Обгрунтування способу цементування, параметрів і виду тампонажних матеріалів

Вихідні дані для розрахунку цементування експлуатаційної колони.

Таблиця 5.1.

Для якісного кріплення обсадної колони вибираємо портландцемент ПЦТ-100, процес цементування проводиться в один ступінь.

Визначаємо водо-цементне відношення для полегшеного цементного розчину і для цементного розчину за формулою:

;

де r _ц = 3000 кг / м ³ - щільність цементу;

- Для полегшеного цементного розчину:

- Для цементного розчину:

Знайдемо необхідний об'єм:

- Полегшеного цементного розчину:

V _о.ц.р. =

V _о.ц.р. = м ^3;

- Цементного розчину:

V _ц.р. =

V _ц.р. = м ^3;

- Продавочной рідини:

= ( - +0,5) × = (0.0134 · 2819-0,5 +0,5) × 1,05 = 1938 ,

S = (0.1461-2 · 0.0077) ² = 0.0134

- Буферної рідини:

Обсяг буферної рідини повинен бути таким, щоб висота стовпа його в міжколонного просторі складала 200-500 м.

= = 4 м ³

Об'єм води для приготування:

V _в = ,

де до _{ц-коефіцієнт} запасу тампонажного матеріалу

- Для цементного розчину:

кг;

V _в = м ^3;

- Для полегшеного цементного розчину:

кг;

V _в = м ^3;

Визначимо необхідну кількість змішувальних машин

,

де - Насипна щільність цементу; - Місткість одного бункера змішувальної машини.

Кількість машин для цементного розчину:

Кількість машин для полегшеного цементу:

Загальна кількість змішувальних машин і цементувальних агрегатів:

n _см = 2 +3 = 5 -Кількість цементно-змішувальних машин

n _ца = 1 ∙ n _см +1 рез +1 вод +1 ЦГ = 1 ∙ 5 +1 +1 +1 = 8 - кількість ЦА

Малюнок 7. Схема обв'язки агрегатів при цементуванні.

1 - цементно-зміщувальний машина 2СМН-20; 2 - цементувальних агрегат ЦА-320м; 3 - блок-маніфольда БМ-700, 4 - станція контролю цементування СКЦ-2М; 5 - цементувальних головка; 6 - ЦА для подачі води; 7 - ЦА для початку продавкі.

Визначимо продуктивність одного змішувача.

де q _ж = 7л / с продуктивність водяного насоса агрегату ЦА-320.

, Для цементного розчину.

, Для цементного розчину.

, Для полегшеного цементного розчину.

, Для полегшеного цементного розчину.

Визначимо необхідну кількість цементувальних агрегатів (ЦА-320м) для закачування цементного розчину.

При цементуванні експлуатаційної колони закачування буферної рідини здійснює один агрегат на 4-ій швидкості, який готується в наслідку закачувати нормальний цементний розчин.

Закачування полегшеного цементного розчину здійснюємо трьома агрегатами на 3-ій швидкості.

Закачування цементного розчину веде два агрегати на 4-ій швидкості.

Продавочной рідина починаємо закачувати одним агрегатом (пробковий) на 1-ій швидкості, потім його відключають і готують для закінчування продавкі, а замість нього включають 3 наявних агрегату на 4-ій швидкості. Закінчують продавку пробкових агрегатом на 1-ій швидкості для визначення моменту «стоп».

Участь ЦА в процесі цементування показано на малюнку 8.

Визначимо тривалість закачування агрегатом ЦА-320м

Визначається плановане час цементування:

сек,

1скорость-Q = 2,3 л / с

2скорость-Q = 4,3 л / с

3скорость-Q = 8,1 л / с

4скорость-Q = 14,5 л / с

Для закачування використовується агрегат ЦА-320м Æ 125:

хв;

хв; хв; хв;

å t = tзак + (10 ÷ 15) = 4.5 +7.75 +29.4 +35.1 + (10 ÷ 15) = 80 хв. - Час цьом-ня.

Малюнок 8. Участь цементувальних агрегатів у цементуванні експлуатаційної колони.

Слід врахувати, що при великих швидкостях закачування тампонажного розчину при паралельній роботі змішувальних машин тиск на цементувальних голівці може перевищити допустимий тиск цементувальних агрегатів через надмірне зростання гідравлічних опорів всередині обсадної колони і кільцевому просторі.

Розрахунок процесу закачування виконаний на ЕОМ і додається до курсового проекту.

6. Обгрунтування способу контролю якості цементування

Для визначення глибини покрівлі тампонажного каменю та наявності щільного контакту між каменем, обсадної колоною і стінками свердловини широко застосовується спосіб акустичної цементометріі (АКЦ). При акустичної цементометріі вимірюють амплітуди звукових хвиль, що поширюються від спущеного в свердловину джерела по обсадної колони і по гірських порід, в різних точках по глибині. Амплітуда коливань, що поширюються по колоні, оточеній промивної рідиною, значно більше амплітуди на тій ділянці, де вона щільно притиснута до каменя, а амплітуда сигналу, що пройшов по гірських порід, тим більше, чим щільніше контакти між колоною, каменем і стінками свердловини.

Спосіб дозволяє досить правильно знайти глибину покрівлі каменю, якщо щільність промивної рідини менше щільності тампонажного розчину не менш ніж на 200 кг / м ^3. Криву АКЦ перший раз слід реєструвати до заміни продавочной рідини в колоні рідиною меншої щільності і опресовування. Якщо записати криву АКЦ повторно після зменшення тиску в колоні, можна по зміні амплітуди виявити ті ділянки, на яких між колоною і каменем міг порушитися контакт при радіальному стисненні обсадних труб.

Герметичність обсадної колони перевіряють опресовуванням. Попередньо в експлуатаційній колоні, а також у тих проміжних колонах і кондукторів, на яких має бути встановлено противикидне обладнання, уточнюють положення цементного стакана. Якщо довжина його велика, зайву частину склянки до посадкового сідла для розділової пробки разбурівается. Для перевірки герметичності експлуатаційної колони продавочной рідина в ній замінюють водою і на гирлі створюють надлишковий тиск Р _0п, яке має на 10% перевищувати найбільшу очікуване в цьому перерізі в період випробування, випробування або експлуатації свердловини; тиск опресовування повинно бути не менше 12,5 МПа .

Колону визнають герметичною, якщо після заміни продавочной рідини водою не виникають перелив останньої і виділення газу на гирлі і якщо в період витримки колони під тиском зниження останнього протягом 30 хв не перевищує 0,5 МПа. Контроль за зміною тиску починають через 5 хв після створення заданого тиску опресування.

Якщо внутрішній тиск в обсадної колоні після утворення тампонажного каменю буде істотно більше того, при якому він формувався, камінь може розтріскуватися в результаті радіального розширення обсадних труб, тоді кріплення стане негерметичної. Небезпечне підвищення тиску в колоні можливо як при обпресування, так і при експлуатації свердловини. Запобігти розтріскування каменю можна, якщо обпресовувати колону до початку формування цементної оболонки, а на період експлуатації в обсадних колон спускати НКТ з пакером внизу і в міжколонного просторі після пакеровкі підтримувати тиск не вище того, при якому йшло формування каменю.

7. Вибір і обгрунтування способу освоєння свердловини

Основним працюючим об'єктом є продуктивний пласт БС16-22. З урахуванням цього чинника як основного приймається перфоратор типу ПК-105:

• щільність перфорації - 10 отв / м;

• потужність інтервалу перфорації - 50м;

• кількість одночасно спущених зарядів - 20 шт.

Перфорація проводитися при заповненні експлуатаційної колони, від штучного вибою на 150 м вище інтервалу перфорації, водним розчином хлористого кальцію (для колони Ǿ 146мм обсяг 2м ^3).

Випробування свердловини випробувачем пластів представляє, по суті, закінчування свердловини, при якому досліджувана зона некріплені стовбура свердловини ізолюється, розвантажується від гідростатичного стовпа рідини і може давати приплив через колону труб.

Перед початком випробування протягом деякого часу створюють циркуляцію, щоб видалити зі свердловини вибурену породу, а розчин повинен бути доведений до необхідних питомої ваги і в'язкості. Пакер повинен бути встановлений на ділянці ствола свердловин, де діаметр близький до номінального, і в найбільш щільних і стійких породах.

У процесі буріння без установки цементних мостів проектується випробувати на приплив за допомогою пластового випробувача КІІ-146 з отриманням гідродинамічних параметрів.

Виклик припливу здійснюється свабірованіем. Свабірованіе здійснюється зі стандартного підйомника А-50 і з використанням геофізичного підйомника, оснащеного сталевим каротажних кабелем.

Величина депресії на пласт при виклику припливу перебувати в межах 100-140 атм. У проекті приймається величина депресії дорівнює 100 атм, що відповідає зниженню рівня до 1000 м.

При виклику припливу свабірованіем необхідно виконувати такі основні вимоги:

1.Торцевие частини НКТ, призначених для спуску для спуску в інтервал свабірованія, повинні бути отрайбіровани.

2. До початку робіт повинні бути опресовані:

• фонтанна арматура на тиск опресування обсадної колони;

• міжтрубний простір експлуатаційної колони і кондуктора на 90 кгс / см ^2;

• лубрикатор і його сальник на 100 кгс / см ^2.

3. При спуску в свердловину однорозмірних колони НКТ 73 мм. У нижній частині колони НКТ безпечне муфта-воронка з внутрішнім діаметром 50 мм.

4. Накопичувальна ємність, куди надходить піднята з свердловини Свабі рідина, повинна бути обладнана покажчиком об'єму рідини в ній.

5. Трубні і затрубного засувки фонтанної арматури в процесі свабірованія повинні бути відкриті.

6. Не допускається спорожнення колони нижче рівня, зазначеного в плані на свабірованіе.

7. Всі учасники і виконавці робіт повинні бути інструктовані за технологічними правилами і заходам безпеки проведення операції виклику припливу свабірованіем.

8. Свабірованіе повинно проводитися до отримання фонтанного припливу рідини із пласта або до зниження рівня в колоні до проектної глибини відповідно до плану освоєння свердловини.

8. Питання ВІД, ОС і ТБ при заканчіванія свердловин

Спуск і цементування обсадних колон у циклі будівництва свердловини, травмонебезпечні і відповідальні процеси.

Кріплення свердловини допускається тільки після перевірки майстром і механіком основних вузлів вишки, її вертикальності, надійності талевої системи, лебідки, ротора, фундаменту вежі і правильності показань КВП. Кріплення свердловини неприпустимо без затвердженого головним інженером плану проведення відповідних робіт, акта на опресовування цементувальних головки і зворотних клапанів. Трудомісткість кріплення свердловини пов'язано з підготовкою обсадних труб до спуску, нагвинчування і цементуванням труб, переміщенням елеватора на столі ротора, закриттям кришки елеватора, при цементування свердловини трудомісткий процес завантаження цементосмесітельной машини.

У процесі закачування цементу в свердловині створюється дуже високий тиск і з цього персонал не повинен знаходитись в небезпечних зонах, так само заборонені ремонтні роботи.

При розкритті продуктивних пластів можливі нафтогазопроявами і одна з небезпек - це наявність сірководню. При цьому слід приділяти особливу увагу питомій вазі промивної рідини та інших її параметрів. На кожній буровій повинні бути прилади - газоаналізатори, протигази, а також комплект безіскрових інструменту.

При освоєнні свердловини:

- Для кожної свердловини, що підлягає освоєнню, складається план з урахуванням технологічних регламентів на ці роботи і призначенням відповідальних осіб за їх виконання;

- Вторинне розтин має виробляється при обв'язці гирла свердловини превенторной установкою для перфорації;

- При перфорації свердловина заповнюється вибухобезпечної рідиною-сольовим розчином;

• виклик припливу флюїдів здійснюється з використанням вибухобезпечної пінної системою;

• гирлі свердловини, маніфольдний блок і викидні лінії обв'язуються з ємностями для збору флюїдів тільки жорсткими трубопроводами.

Вибір раціональної конструкції свердловини є основним етапом проектування, що забезпечує якість будівництва свердловини.

Проектна конструкція несе в собі наступні природоохоронні функції: - забезпечує охорону від забруднення поверхневих грунтових вод обов'язковим спуском напрямки і підйомом ЦР за ним до гирла;

- Забезпечує охорону надр надійним роз'єднанням флюідосодержащіх горизонтів один від одного, попереджаючи перетоки;

- Попереджає виникнення нефтегазоводопроявленій і відкритих викидів шляхом використання раціональної кількості обсадних колон, розрахунку глибин їх спуску, ізоляції нефтегазоводоносних горизонтів тампонажного розчину за всіма обсадними колонами, а також обов'язковим встановленням на попередню колону противикидного обладнання при наявності в розрізі свердловини напірних нафтових горизонтів;

• для поліпшення зчеплення цементного каменю зі стінками обсадних труб і стінками свердловини в проекті передбачається попередня прокачування нетоксичного буферної рідини, яка руйнує глинисту кірку.

Всі вибори за цементування обсадних колон здійснюються з установкою техніки на спеціальному майданчику біля гирла свердловини. Не допускаються розливи рідких відходів цементування. Перевезення сухих цементів, глинопорошків та їх сумішей до бурової майданчика передбачається спецтранспортом і в спецтаре.

Спеціальна частина

Підготовка стовбура свердловини і обсадних труб до цементування

Підготовка стовбура свердловини.

Правильна підготовка стовбура свердловини має істотне значення для допуску обсадної колони до наміченої глибини та забезпечення якісного цементування.

Велике значення при цьому має забезпечення прохідності обсадної колони по стовбуру. Для правильного вирішення цього завдання необхідний детальний аналіз умов буріння в закріплюється обсадної колоною інтервалі, а також даних кавернометріі і інклінометрії.

Аналізом фактичних даних буріння свердловини виявляються всі інтервали затяжок і посадок колони бурильних труб, звужень і номінального діаметра, інтервали зі значною зміною кутів викривлення і азимута. Потім складається план опрацювання та шаблокірованія стовбура свердловини. Опрацювання підлягають всі інтервали, в яких відбувалися затягування й посадки колони бурильних труб в процесі буріння, а також інтервали з наявністю звужень ствола, визначених за кавернограмме. Особливо ретельно слід опрацювати інтервали зі значними змінами кутів викривлення і азимута. Рекомендується опрацювання виробляти трехшарошечние долотами при наступних швидкостях:

а) інтервалів звужень ствола - 35-40 м / ч, б) інтервалів з ​​постійними затяжками і посадками колони бурильних труб - 20-25 м / год; в) привибійної зони (100 м) незалежно від стану стовбура - 20-25 м / ч.

Стовбур рекомендується опрацьовувати тільки роторним способом, тому що при цьому гарантується обертання долота, а обертова колона бурильних труб ущільнює кірку і сприяє кращому виносу породи із свердловини.

У початковій стадії опрацювання в глинистий розчин повинні бути введені різні добавки, що сприяють зменшенню ймовірності прихватів інструменту (графіт, нафта, ПАР та ін.) Формування глинистої кірки протікає при наявності зазначених добавок, що є сприятливим чинником.

У процесі опрацювання свердловина промивається при максимально можливій продуктивності насосів для повного очищення стовбура від породи, осаду і пр. Не можна допустити опрацювання свердловини, якщо глинистий розчин має в'язкість і CH З високі, тому що може різко погіршитися винос породи і осаду зі свердловини. Тому в процесі опрацювання слід систематично обробляти розчин хімічними реагентами.

При виборі компоновки низу бурильної колони необхідно керуватися наступними положеннями:

а) якщо стовбур звужений і відбувалися посадки і затягування колони, що не викликаються жолобами, опрацювання свердловини повинна здійснюватися тієї ж компоновкою, яка використовувалася в процесі буріння стовбура;

б) якщо є жолоби, викривлення стовбура більше 1 ° на 10 м і відбувалися різкі зміни азимута (більш ніж на 80-90 °), опрацювання стовбура повинна здійснюватися наступної компонуванням бурильної колони: долото трехшарошечние; 8-10 м УБТ; трехшарошечние розширювач того ж діаметру, що і долото; 20-25 м УБТ; трехшарошечние розширювач і інша частина УБТ; чотирьох-і п'ятилопатевий центратор на 5-10 мм менше діаметра долота; бурильні труби.

Процес подачі долота при опрацюванні рекомендується здійснювати безперервно. Тривалий обертання долота на одному місці може бути причиною забурювання другого стовбура, особливо за наявності кривизни стовбура більш ніж 6-8 °.

Після закінчення опрацювання необхідно інтенсивно промити свердловину протягом 1,5-2 циклів і провести хімічну обробку розчину з метою доведення його параметрів до параметрів, обумовлених геолого-технічним нарядом.

Опрацювання стовбура є неодмінною умовою підготовчих робіт, здійснюється вона не стільки для видалення глинистої кірки зі стінок свердловин, але також для відновлення нормального діаметра в зонах звужень, при посадках, затягуваннях колони і т. д. Останнім часом все ширше починає поширюватися (особливо при кріпленні свердловин обсадними колонами з великою жорсткістю, а також в процесі спуску колон на великі глибини) шаблонування (калібрування) стовбура колоною з жорсткою компонуванням.

Жорсткість компонування досягається установкою одного або двох (дуже рідко трьох) розширювачів (центраторів) діаметра долота. Компонування бурильної колони при шаблонування може бути наступною:

а) долото; 12 м УБТ; розширювач (центратор); інша частина УБТ; бурильні труби;

б) долото; розширювач (центратор); 12 м УБТ, розширювач (центратор); інша частина УБТ; бурильні труби;

в) долото; 12 м УБТ; розширювач (центратор); 12 м УБТ; розширювач (центратор); інша частина УБТ; бурильні труби;

г) долото; 24-27 м УБТ; розширювач (центратор); інша частина УБТ; бурильні труби;

д) долото; розширювач (центратор); 6-8 м УБТ; розширювач (центратор); 12 м УБТ; розширювач (центратор); інша частина УБТ; бурильні труби.

При шаблонування стовбура спускають до забою колону однієї із зазначених вище компонувань, з яких рекомендується тип «д», інтенсивно промивають стовбур на вибої і потім піднімають колону на поверхню. Всі інтервали затяжок і посадок, виявлені в процесі шаблонування, опрацьовуються до повного їх усунення.

Для здійснення зазначених вимог при підготовці стовбура свердловини до спуску колони дотримуються певного порядку робіт.

1. У процесі останнього рейсу перед здійсненням повного обсягу електрометричних робіт у промивну рідину вводять нафту, графіт, ПАР та інші необхідні добавки, доводячи їх зміст до встановлених норм для даної площі. У нафти як добавку щоб уникнути коагуляції промивної рідини не повинно міститися більше 2% домішок пластової води.

2. На підставі аналізу фактичного матеріалу з буріння виявляють всі інтервали, в яких відбуваються затягування й посадки бурильних труб при спускопідйомні операціях.

3. Підбирають дані про інтервали звужень, номінальному діаметрі, про кавернах і жолобах по стовбуру свердловини, а також про інтервали зі значною зміною кута і азимута викривлення.

4. Стовбур свердловини опрацьовують в інтервалах звужень; постійно повторюваних затяжок і посадок колони бурильних труб, а також місць посадок при спуску на опрацювання; привибійної зони (100 м) незалежно від стану стовбура свердловини; інтервали стовбура, що мають номінальні і збільшені внаслідок кавернозному діаметри, не опрацьовують. Стовбур під спуск колони для таких інтервалів тільки шаблоніруют і періодично промивають. Опрацювання стовбура свердловини рекомендується здійснювати роторним способом і трехшарошечние долотами.

5. Під час вибору конструкції компоновки низу бурильної колони для опрацювання свердловини керуються наступним: при наявності тільки звужень, посадок і затягувань (не викликаються наявністю жолобів) ствол свердловини опрацьовують тим же інструментом, що і при бурінні; при наявності жолобів, викривлень стовбура свердловини і різких змін азимута стовбур опрацьовують інструментом з жорсткою компонуванням низу колони.

6. При опрацюванні має дотримуватися наступне: параметри промивальної рідини, що надходить у свердловину спочатку і протягом всього процесу опрацювання, повинні відповідати параметрам, передбаченим у ГТН; промивка свердловини повинна здійснюватися зі швидкістю, не меншою, ніж при бурінні свердловин, а швидкість обертання ротора повинна бути такою, щоб виключити поломку бурильних труб із-за заклинювання розширювачів в жолобах; подачу долота здійснювати безперервно з навантаженням на долото 20-30 кН, не допускаючи тривалої роботи на одному місці, щоб забурювання другого стовбура, особливо за наявності кривизни 6-8 °; не допускати різких коливань гідродинамічних тиску в свердловині при спусках колони бурильних труб в проміжках між проробляються інтервалами. З цією метою спуск колони бурильних труб потрібно здійснювати із зниженою швидкістю.

7. При досягненні забою необхідно інтенсивно промивати свердловину до повного очищення промивної рідини протягом не менше 1,5-2 циклів з ​​доведенням параметрів промивальної рідини до величин, зазначених у плані робіт на спуск колони.

8. Організація робіт повинна забезпечувати без порушення технічних вимог максимальне скорочення часу від початку підйому бурильних труб до закінчення цементування обсадної колони.

Підготовка обсадних труб

Обсадні труби, призначені до спуску в свердловину, повинні бути розкладені в порядку, відповідному міцності розрахунками і черговості спуску, кожна труба повинна бути ретельно оглянута.

Труби, що мають вади прокату у вигляді полон, заходів, шлакових включень, розшарувань металу, вм'ятин, тріщин, Пісочин, а також кривизну, що перевищує 1,3 мм на 1 м на кінцевих ділянках, рівну 1 / 3 довжини труби, зіпсовану різьблення на кінцях або муфтах, бракують і замінюють.

Після візуальної відбракування труби шаблоніруют жорсткими подвійними шаблонами, розміри яких повинні відповідати даним труби.

Після шаблонування всі придатні для спуску труби обпресовують гідравлічним тиском, величину якого розраховують для кожного конкретного випадку. При розрахунку тиску обпресування враховують радіальні тиску, що діють на обсадних колон в момент її випробування на герметичність. При цьому приймається наступне:

а) зміна тиску за обсадної колоною відповідає тиску гідростатичного стовпа промивної рідини щільністю, рівною щільності рідини, що застосовується перед цементуванням;

б) тиск на гирлі при випробуванні колони на герметичність одно пластовому;

в) обсадні труби на поверхні обпресовують на тиск на 15-20% більше, ніж діючі внутрішні тиску в колоні при випробуванні її на герметичність;

г) зміна тисків по глибині слід лінійному закону.

Всі труби з пропусками в різьбі і по тілу, виявлені обпресуванням, відбраковують. Після обпресування різьби муфти і ніпеля слід протерти ганчіркою, змастити консистентним мастилом і нагвинтити на них запобіжні ніпель і кільце для захисту різьб. Не дозволяється використовувати металеві щітки для очищення різьб.

Якщо колону спускають із застосуванням спеціальних хомутів, необхідно перевірити величину проточек під хомут граничними скобами, і труби, що мають більший діаметр проточки, ніж гранична скоба, повинні бути відбраковані.

У процесі спуску обсадних колон в результаті неякісно проведених підготовчих робіт можливі наступні ускладнення.

1. Прихвати, які зазвичай виникають при тривалому залишення обсадних колон без руху (5-10 хв і більше) у процесі навинчивания труби, при доливе в колону промивної рідини або в процесі проміжної промивки. Можливість прихвата зростає, якщо в свердловині є промивна рідина не оброблена нафтою, графітом або подібними до них за дією добавками.

Як правило, прихоплену колону цементують, оскільки ліквідація прихватів здебільшого безуспішно. Попередження їх забезпечується чіткою організацією робіт, ходіння обсадної колони через кожні 3-5 хв.

2. Неможливість відновлення циркуляції, яка може бути викликана наступними причинами.

Високим статичною напругою зсуву промивної рідини, в цьому випадку при відновленні циркуляції виникає підвищений продавочной тиск, в результаті чого може відбутися гідророзрив і поглинання розчину. При цьому обсадних колон слід або підняти і знову провести підготовчі роботи, або зацементувати її із закачуванням цементуючого розчину в зону розриву порід (на поглинання). Попереджати це ускладнення можна спуском обсадних колон з застосуванням проміжних промивок, так як в процесі циркуляції структура промивної рідини руйнується, і отже, кількість наступних продавок зменшується. Ознакою труднощів при відновленні циркуляції зазвичай є виходу зі свердловини витісняється колоною розчину або значне його запізнення.

Гідророзриві порід, що може статися при спуску обсадних колон з великою швидкістю (1 м ​​/ сек і більше) в результаті виникнення гідродинамічних тисків.

3. При спуску обсадних колон з встановленим зворотним (або двома) клапаном необхідно, щоб відбувалося систематичне заповнення її промивної рідиною. Допустиме спорожнення колони встановлюється планом робіт з кріплення свердловин. Слід завжди враховувати, що при зламі зворотного клапана в більшості випадків мне спускається обсадна колона, в результаті чого свердловина може бути ліквідована.

4. При спуску обсадних колон великих діаметрів (273 мм і більше) існує небезпека навинчивания різьблення через нитку. У цьому випадку відбувається зріз частини ниток різьблення і зменшення міцності з'єднання, в результаті чого можливий обрив і падіння на забій частини колони, що знаходиться нижче цього з'єднання. Іноді обрив колони відбувається в процесі цементування. У зв'язку із зазначеним необхідно ретельно контролювати правильність навинчивания кожного різьбового з'єднання. При спуску колони діаметрами понад 219 мм рекомендується перші три-чотири нитки нагвинчують вручну.

5. При порушенні принципу підбору в'яжучих речовин у відповідності з конкретними умовами в свердловині внаслідок змішування цементуючих речовин різних партій, а також змішування речовин різних типів виконавцями робіт може статися передчасне схоплювання розчину в процесі цементування, що викликає недопод'ем його на задану висоту, необхідність розбурювання великих цементних стаканів та проведення ремонтних цементування з витратою значних коштів і часу.

6. Зазвичай в процесі спуску колони з метою перевірки внутрішню порожнину труб шаблоніруют. Для попередження Упускаючи шаблону в колону необхідно виділяти спеціально відповідальна особа з числа робочих вахти і мати в роботі тільки один шаблон. При Упускаючи шаблону в колону, як правило, піднімають на поверхню вже спущені в свердловину труби.

7. У ряді випадків недоспуск обсадних колон є наслідком їх тривалого спуску. При цьому звичайно в нижній частині стовбура свердловини внаслідок обвалів та осипи гірських порід відбуваються ускладнення. Можна легко встановити час, протягом якого свердловина буриться без ускладнень в стовбурі, залишеному без промивки. Для цього слід проаналізувати поведінку стовбура після проведення спуско-підйомних операцій: інтервали посадок колони та проробок в залежності від часу між черговими промивками.

8. Заклинювання обсадних колон у процесі їх спуску може відбуватися внаслідок викривлення стовбура з мінливими зенітними і азимутними кутами в свердловинах, в яких не було вироблено шаблонування бурильної колоною жорсткої компонування. За рідкісним винятком, такі обсадні колони цементуються на глибині їх заклинювання, так як звільнити колону зазвичай не вдається.

Література

1. Матеріали зібрані під час проходження виробничої та переддипломної практики.

2. 2.К.В.Іогансен «Супутник буровика».

3. А. Г. Калінін М. А. Григорян Б. З. Султанов Довідник «Буріння похилих свердловин».

4. Є. М. Соловйов «Задачник по заканчіванія свердловин».

5. А.Ф. Озеренко, А.К. Куксов та ін, «Попередження та ліквідація газопроявлень при бурінні свердловин».

6. А.І. Булатов, Н.А. Сидоров, «Ускладнення при кріпленні глибоких свердловин».