Заканчивание скважины

К главным факторам, определяющим не только конструкцию забоя, но и  её конкретный вид, относятся: тип коллектора и степень его однородности, степень  устойчивости пород призабойной зоны, наличие или отсутствие близко расположенных к продуктивному объекту напорных горизонтов, подошвенных вод или газовой шапки; проницаемость пород продуктивного пласта.

Устойчивость призабойной зоны можно рассчитать по формуле:

,

где:

m - коэффициент Пуассона, (m = 0,3);

 - средняя плотность вышележащих пород кг/м³, = кг/м³;

Н - расстояние от устья до кровли продуктивного пласта, м, (Н=11250м);

Р_пл- пластовое давление, МПа;

Р_пл=14,7 МПа

P_з – давление столба жидкости на забой скважины, МПа;

 

P_з=ρgh

где

g-ускорение свободного  падения, м/с²;

ρ-плотность пластового флюида, кг/м³;

h-минимальная высота столба пластового флюида при эксплуатации м;

 

h=1636-400м=1236 м

где

 

 

1300-проектная глубина,

400-расстояние до уровня  жидкости в колонне при окончании  эксплуатации с учетом требования  заказчика;

т.о.:

g=9,81 м/с²,

ρ=725 кг/м³,

h=1236 м;

 

Па P_з=8,8 МПа

σ_сж – предел прочности горных пород при одноосном сжатии, МПа;

σ_сж=30МПа, для песчаника

30 < 31,54 => исходя из расчётного значения неустойчивости коллектора и так как коллектор неоднородный выбираем конструкцию закрытого забоя. В этом случае при бурении скважины выбираем следующий способ вскрытия продуктивного пласта: пробуриваем продуктивный пласт, затем спускаем перфорированную колонну-хвостовик до забоя.

 

4. Определение числа колонн и глубины их спуска

 

В конструкцию скважины могут  быть включены следующие типы обсадных колонн: направление, кондуктор, техническая  и хвостовик.

Конструкция кондуктора должна обеспечить выполнение следующих условий:

• перекрытие всей толщи рыхлого неустойчивого интервала разреза;
• разобщение водоносных горизонтов, залегающих в интервале спуска кондуктора;
• установку на устье противовыбросового оборудования;
• при наличии несовместимых интервалов бурения возможность их разделения.

Исходя из недопущения  гидроразрыва пород под башмаком кондуктора, глубину спуска кондуктора определяем по формуле:

     

где:

Р_пл - пластовое давление 16,85 МПа

  L - глубина скважины, м (1636 м);

  γ_ф -  плотность пластового флюида, г/см³ (0,725 г/см³);    

  С -  градиент давления  гидроразрыва пород в интервале установки последующей колонны, МПа/м (0,165).

 МПа

м

 

Принимаем глубину спуска кондуктора 650 м.

 

2. Оборудование устья скважины

 

Под устьевым оборудованием  понимается комплекс оборудования, предназначенного для обвязки обсадных колонн, герметизации устья скважины при возникновении  проявления в процессе бурения, капитального ремонта, герметизации устья и регулирования  режима работы скважины в процессе эксплуатации.

В устьевое оборудование входят:

– при бурении: колонная головка, противовыбросовое оборудование;

– в процессе эксплуатации: трубная головка, фонтанная ёлка, манифольд фонтанной арматуры.

Оборудование противовыбросовое (ОП) предназначено для герметизации устья скважины с целью предотвращения открытых выбросов. В состав ОП входят:

– превенторы;

– устьевая крестовина;

– надпревенторная катушка, разъёмный жёлоб;

– манифольды для обвязки стволовой части ОП, с помощью которых управляют скважиной при ГНВП.

Устье скважины с установленным ОП должно быть обвязано с доливной ёмкостью. При температуре воздуха ниже -10 ^оС превентора должны быть обеспечены обогревом. ОП должно обеспечивать герметизацию устья как при наличии в скважине труб, так и при их отсутствии, позволять производить циркуляцию промывочной жидкости с противодавлением на пласт, а также расхаживать, проворачивать инструменты, разгружать их на плашки при необходимости.

ОП представляет собой  комплекс, состоящий из сборки превенторов, манифольда и гидравлического управления превенторами, предназначенный для управления проявляющей скважиной с целью обеспечения безопасных условий труда персонала, предотвращения открытых фонтанов и охраны окружающей среды от загрязнения в умеренном и холодном макроклиматических районах.

Основная задача комплекса  – сохранение находящегося в скважине БР и проведение операций по его  замещению (глушение скважины) другим, с требуемыми параметрами.

Комплекс ОП состоит из:

– стволовой части, включающий колонную головку, крестовину с задвижками, блока превенторов, надпревенторную катушку, разъёмный жёлоб;

– манифольда с линиями дросселирования и глушения;

– гидравлической системы  управления превенторами и гидрозадвижками.

В случае отказа дистанционного гидравлического управления превентора и гидрозадвижки должны иметь ручное управление.

Устьевое оборудование является неотъемлемой частью конструкции сква-жины при её строительстве и эксплуатации. Оно предназначено для: обвязки всех спущенных в скважину обсадных колонн с целью и контроля за состоянием межтрубного пространства и, при необходимости, воздействия на возникающие в нём проявления; управления скважиной при возникновении осложнений, эксплуатации скважины фонтанным или механизированным способом.

В связи с тем, что оборудование устья скважины монтируется и  обслуживается в процессе строительства  скважины под полом вышечного  блока буровой установки, оно, помимо своего прямого назначения, должно отвечать следующим требованиям:

– колонные головки, превенторыи другие элементы должны иметь минимальную высоту;

– присоединительные размеры фланцев колонных головок и превенторов должны быть согласованы с учётом последовательной установки на устье сек-ций колонных головок и противовыбросового оборудования на более высокое рабочее давление, чем при бурении предыдущего интервала;

– проходные отверстия фланцев должны обеспечивать подвешивание спущенной обсадной колонны на клиновой захват без демонтажа ОП;

  – должны быть согласованы также прочностные характеристики устьевого оборудования и обсадных труб, на которые оно устанавливается.

Комплекс ОП обеспечивает проведение следующих работ:

– герметизацию скважины, включающую закрывание / открывание плашек (уплотнителя) без давления и под давлением;

– спуск-подъём колонны бурильных  труб при герметизированном устье, включая протаскивание замковых соединений, расхаживание труб, подвеску колонны труб на плашки и удержание её в скважине плашками при выбросе;

– циркуляцию БР с созданием  регулируемого противодавления  на забой и его дегазацию;

– оперативное управление гидроприводными составными частями  оборудования.

Согласно требованиям  ГОСТ 13862-90 предусмотрено десять типовых  схем обвязки устья скважины ОП:

• схемы 1 и 2 – с механическим (ручным) приводом превенторов;
• схемы 3–10 – с гидравлическим приводом превенторов.

Схемы 1 и 2 используются при  ремонте скважин, так как имеют  механический (ручной) привод плашечных превенторов и задвижек.

Схемы 3 и 4 используются как  при капитальном ремонте, так  и при строительстве скважин, поскольку имеют дистанционное  гидравлическое управление превенторами и устьевыми задвижками.

Схемы с 5 по 10 имеют дистанционное  гидравлическое управление превенторами и устьевыми задвижками. Используются, как правило, только при строительстве скважин.

Выбор типа ОП при строительстве  скважин производится в зависимости  от конкретных горно-геологических  условий и осуществляется ещё на стадии проектирования (проектной организацией) с учётом возможности выполнения технологических операций при ликвидации ГНВП. Типовые схемы установки и обвязки устья ОП (стволовая часть, блоки глушения и дросселирования) на разных этапах строительства скважин (бурение из-под кондуктора, технических колонн) разрабатываются и утверждаются техническим руководителем буровой организации. При вскрытии скважиной изученного разреза, представленного нефтяными или водяными (с растворённым газом) пластами с нормальным пластовым давлением, после спуска кондуктора на устье устанавливается превенторная установка, обеспечивающая герметизацию скважины при спущенной колонне труб или без них (два плашечных превентора: верхний с трубными плашками, нижний с глухими плашками или универсальный). В этом случае за основу берутся типовые схемы обвязки устья по ГОСТ 13862-90 с порядковыми номерами 3 или 4.

Если при строительстве  скважины предусматривается вскрытие газовых, нефтяных или водяных горизонтов с аномально высоким пластовым  давлением, то устанавливаются три  или четыре превентора, в том числе один универсальный. Необходимость установки превентора со срезающими плашками при ожидаемом избыточном давлении на устье скважины ниже 350 кгс/см² (35 МПа) и объёмном содержании сероводорода до 6 % определяется организацией по согласованию с территориальными органами Госгортехнадзора России, исходя из характеристики пласта (состав флюида, пористость, проницаемость, дебит и др.). В этом случае за основу берутся типовые схемы обвязки устья по ГОСТ 13862-90 с порядковыми номерами 5, 6, 7, 8.

Если при бурении предполагается вскрытие пластов с аномально  высокими пластовыми давлениями и объёмным содержанием сероводорода более 6 %, а также с наличием сероводорода до 6 % и избыточным давлением на устье  более 35 МПа, использование технологии спуска и подъёма труб при избыточном давлении герметизированного устья  при ликвидации ГНВП, а также на всех морских скважинах на устье  устанавливаются четыре превентора, в том числе один превентор со срезающими плашками и один универсальный. В этом случае за основу берутся типовые схемы обвязки устья по ГОСТ 13862-90 с порядковыми номерами 9 или 10.

Фактические схемы составляются в нескольких экземплярах, один из которых  передаётся в военизированный отряд. На фактической схеме указываются  габаритные и монтажные размеры  узлов противовыбросового оборудования, в спецификации приводятся соединительные размеры узлов. Кроме фактической  схемы составляется также ведомость  на смонтированное оборудование, в  которой содержится вся необходимая  информация об устье скважины и смонтированном на нём противовыбросовом оборудовании:

– акты опрессовки ПВО на рабочее давление в условиях мастерской;

– акты опрессовки шаровых кранов, обратных клапанов и спец. трубы;

– акты опрессовки обсадной колонны с установленном ОП на устье скважины, выкидных линий манифольда и цементного кольца;

– акт заправки пневмогидроаккумулятора азотом;

– сертификаты на крепёжные  изделия и гидравлическую жидкость и др.

Оборудование ОП 3 – 230/80×35 К₂ по ГОСТ 13862-90 расшифровывается следующим образом:

ОП 3 – оборудование противовыбросовое  по схеме № 3;

230 – условный проход  превенторного блока, мм;

80 – условный проход  манифольда, мм;

35 – рабочее давление, МПа (350 кгс/см²);

К₂ – для скважинной среды с содержанием СО₂ и Н₂ до 6 %.

В зависимости от содержания углекислого газа (СО₂) и сероводорода (Н₂S) в эксплуатируемой среде (в промывочной жидкости) оборудование противовыбросовое выпускается в следующем коррозионностойком исполнении:

К₁ – для сред с объёмным содержанием СО₂ до 6%;

К₂ – для сред с объёмным содержанием СО₂ и Н₂S до 6% каждого;

К₃ – для сред с объёмным содержанием СО₂ и Н₂S до 25 %.

В состав ОП входят: превенторы (устанавливаются на колонном фланце кондуктора); устьевая крестовина; надпревенторная катушка и разъёмный жёлоб; манифольды для обвязки стволовой части противовыбросового оборудования, с помощью которых управляют скважиной при ГНВП.

Превенторы изготавливаются нескольких типов: плашечные, универсальные и вращающиеся.

Превенторы плашечные предназначены для герметизации устья скважины при ГНВП и открытых фонтанах, возникающих при строительстве или ремонте скважин. При этом, если в скважине находятся трубы, то герметизация обеспечивается с использованием трубных плашек, а при отсутствии труб в скважине герметизация осуществляется глухими плашками.

В универсальных  превенторах ствол скважины перекрывается специальным резиновым уплотнением, смонтированным в корпусе. В открытом состоя-нии уплотнение обеспечивает прохождение долота. Универсальные превенторы можно закрывать на трубах различного размера и вида (бурильных, УБТ и т.д.). 

Вращающиеся автоматические превенторы предназначены для автоматической герметизации устья скважины в процессе бурения. Они позволяют вращать и расхаживать бурильную колонну при закрытом превенторе. Выпускаются на рабочее давление 7,5 и 20 МПа.