Строительство наклонно-направленной эксплуатационной скважины №12 на площади Северо-Прибрежная

Нижний предел – минимальное значение усилия натяжения для скважин любого назначения выбирается по наибольшему значению из двух значений, рассчитанных по формуле[3]:

 

QН = Q (2.86)

QН = Q + α·E·F·Δ T·10-3 + 0,31·P·d2ВН.·103 – 0,655·l· (D2НАР. ·γК – d2ВН. ·

·γВ) ·10-3 (2.87)

 

где: QН – усилие натяжения, кН;

Q – вес свободной (незацементированной) части колонны, кН;

Q = l ·qСР.ВЗВ (2.88)

qСР.ВЗВ. – средневзвешенный вес 1 м обсадных труб, так как в данном случае многосекционная конструкция ОК, то средневзвешенный вес 1 м обсадных труб в незацементированном интервале составляет 0,360 кН,

P – максимальное внутреннее устьевое давление в колонне (давление опрессовки), P = 11,5 МПа;

l – длина свободной части колонны, l = 400 м;

DНАР., dВН. – соответственно наружный и внутренний диаметры колонны, м.

DНАР. = 0,1683 м; dВН.СР.ВЗВ. = 0,150 м.

F – средневзвешенная площадь сечения труб в секциях, м2, определяют по формуле:

 

F= π·(DНАР 2 – dВН 2)/4 (2.89)

F=3,14·(0,16832 – 0,1502)/4 = 0,0046 м2.

 

γК, γВ – удельные веса жидкости за колонной и внутри неё в процессе эксплуатации, Н/м3;

γВ = 7500 Н/м3, γК = 10800 Н/м3;

α – коэффициент линейного расширения материала труб, α = 12·10-6 1/ 0С;

E – модуль упругости материала трубы, E = 2,1·1011 Па;

Δ T – средняя температура нагрева (охлаждения) колонны, 0С.

Среднюю температуру нагрева берут как среднюю величину по глубине[3]:

 

Δ T = ((t3 – t1) + (t4 – t2)) / 2 (2.90)

 

где: t1, t2 – первоначальная температура у верхнего и нижнего концов рассматриваемого участка колонны, 0С;

t3, t4 – температура у верхнего и нижнего концов рассматриваемого участка колонны при эксплуатации, 0С;

t1 = – 1,6 0С; t3 = 40 0С;

t2 = 11 0С (на глубине 400 м);

tЗАБ. = 114 0С;

 

t4 = t3 + (tЗАБ. – t3) · l/H (2.91)

t4= 40 + (114 – 40) ·400/3300 = 49 0С;

Δ T = ((40 + 1,6)+(49 – 11))/2 = 39,8 0С;

 

Определяем минимальное усилие натяжения:

QН = Q = 0,360·400 = 144 кН;

QН = 0,360·400 + 12·10-6 ·2,1·1011·0,0046·39,8·10-3 – 0,655·400·

· ( 0,16832·10800 – 0,1502·7500)·10-3 = 569,426 кН.

Принимается величина QН = 569,426 кН.

Верхний предел натяжения колонны определяется из условия:

 

QН ≤ QМАКС,

 

где: QМАКС – допустимая осевая нагрузка на трубы колонны (равная максимально допустимой страгивающей нагрузке (в самой слабой секции) делённой на коэффициент запаса на страгивающие нагрузки)[3]:

 

QМАКС = Pстр./1,3 (2.92)

QМАКС = 1226/1,3 = 943 кН.

 

Принимаем усилие натяжения QH = 616 кН.

569,426 кН < 616 кН < 943 кН.

 

2.4.4 Технологическая оснастка эксплуатационной  колонны

Под понятием “технологическая оснастка обсадных колонн” подразумевается определенный набор устройств, которыми оснащают обсадную колонну, чтобы создать условия для повышения качества процессов её спуска и цементирования в соответствии с принятым способом крепления скважины[20].

Состав оснастки эксплуатационной колонны:

1. Цементировочная  головка. Цементировочная головка  относятся к оснастке обсадных  колонн и предназначена для  создания герметичного соединения  обсадной колонны с нагнетательными  линиями цементировочных агрегатов.

Выбираем цементировочную головку производства ВНИИБТ для цементирования обсадных колонн с расхаживанием, головка имеет обводные линии и линию для подачи жидкости, выталкивающей разделительную пробку.

2. Обратный  клапан. Обратный клапан дроссельный  типа ЦКОД, предназначен для непрерывного  самозаполнения буровым раствором  обсадной колонны при спуске  её в скважину, для предотвращения  обратного движения тампонажного  раствора из заколонного пространства  и для упора разделительной  цементировочной пробки.

Выбираем ЦКОД–140–1–ОТТМ с максимальным рабочим давлением 15 МПа и максимально допустимой температурой 180 °С. Проектируем его установку в обсадной колонне на глубине 3137 м и 3127 м.

3. Башмак  колонный. Башмак колонный предназначен  для оборудования низа обсадной  колонны с целью направления  её по стволу скважины и  защиты от повреждений при  спуске и в процессе крепления  нефтяных и газовых скважин  с температурой на забое до 250° С.

Выбираем башмак типа БП-140.

5. Центраторы. Центраторы облегчают процесс  спуска обсадной колонны вследствие  снижения сил трения между  трубами и стенками скважины, увеличивают степень вытеснения  бурового раствора тампонажным  при цементировании обсадной  колонны в результате образования  локальных завихрений восходящего  потока жидкостей на участках  размещения центраторов.

Выбираем центраторы ЦЦ-140/191-1, устанавливаемые в центральной части трубы, т.е. в том месте, где происходит ее наибольший изгиб. Для оснастки эксплуатационной колонны принимаем установку центраторов на глубинах: 2285 м, 2275 м, 2265 м, 2255 м, 2235 м, 2205 м, 2175 м, 2145 м, 1928 м, 1918 м

Общее количество центраторов ЦЦ-140/191-1 – 25 шт.

 

2.4.5 Выбор режима спуска эксплуатационной  колонны

 

2.4.5.1 Подготовка ствола скважины к  спуску колонны

Запрещается проводить подготовку ствола скважины к спуску обсадной колонны и геофизические исследования при наличии газоводонефтепроявлений или поглощений бурового раствора до их ликвидации.

После окончания бурения скважины до проектного забоя и проведения электрометрических работ ствол скважины необходимо прошаблонировать КНБК, применявшейся при последнем долблении. Известно, что для успешного спуска обсадной колонны необходимо, чтобы жесткость КНБК соответствовала или превышала жесткость спускаемой обсадной колонны. Спуск КНБК необходимо осуществлять с той же скоростью, которая была при последних СПО, не допуская посадок более 3-5 тс.

В процессе шаблонирования ствола скважины необходимо прорабатывать его в интервалах затяжек, имевших место при подъёме инструмента после последнего долбления в интервалах сужений и желобных выработок по данным каверно-профилемера, а также интервалов посадок КНБК. Проработку следует производить до полной ликвидации посадок при спуске КНБК без промывок, при скорости не более чем 20-25 м/ч[21].

Спуск КНБК до и между интервалами проработок необходимо осуществлять с промежуточными промывками. Первая промывка производится перед выходом в открытый ствол.

Восстановление циркуляции производить плавно одним насосом с производительностью не более 8 л/с с постепенным увеличением ее до максимальной, которая была при бурении скважины, не допуская поглощений и потери циркуляции. При промывке скважины должно быть исключено оставление бурильного инструмента без движения.

При достижении забоя промыть скважину в течение 1,5-2-х циклов до стабилизации параметров раствора до требуемых ГТН, не допуская возникновения гидродинамических нагрузок на пласты в открытом стволе выше допустимой величины. После этого приступить к подъёму инструмента под спуск обсадной колонны, не допуская затяжек более 2-3 т, ликвидируя их шаблонированием ствола скважины[21].

Подъем инструмента осуществлять с постоянным доливом и контролем объема, не допуская снижения уровня раствора в скважине ниже допустимого.

В процессе подготовки скважины к спуску колонны предусмотрены следующие электрометрические работы[16]:

- стандартный  каротаж А2М0,5N с ПС, масштаб 1:500 в интервалах: 0-700м, 700-2700м, 2650-3250м, 3200-3300м;

- БКЗ (7 зондов), ПС, микрозондирование, боковой каротаж, микробоковой каротаж, микрокавернометрия, индукционный каротаж, резистевиметрия, акустический каротаж, масштаб 1:200 в  интервалах: 2300-2700м, 2650-3250м, 3200-3300м;

- профилеметрия, масштаб 1:500 в интервалах стандартного  каротажа, масштаб 1:200 в интервалах  БКЗ;

- ГК, НГК, масштаб 1:500 в интервале 0-2300м, масштаб 1:200 в  интервале 2300-3300м;

- гамма-гамма-каротаж (плотностной), масштаб 1:200 в интервале 2300-3300м;

- инклинометрия  ч/з 25м 0–3300м.

Электрометрические работы производятся через бурильный инструмент, низ которого оборудован воронкой.

В процессе электрометрических работ производится расхаживание бурового инструмента на длину свечи после каждого подъёма каротажного прибора, но не реже, чем через 2 часа. Через каждые 6 часов электрометрических работ ствол скважины промывается.

В случае продолжительности электрометрических работ более 16 часов, наличия в стволе сужения или желобных выработок, а также затяжек при подъёме бурильных труб, ствол скважины необходимо прошаблонировать компоновкой инструмента, применяемой при бурении скважины. Скорость проработки ствола перед спуском должен быть 100 – 120 м/час, при производительности насосов 30 – 32 л/с. После проведения геофизических работ, спустить воронку до забоя и промыть скважины. При промывке скважины довести параметры промывочной жидкости в соответствии с ГТН.

 

2.4.5.2 Подготовка обсадных труб

Обсадные трубы, поставленные на буровую, должны иметь комплектовочную ведомость, сертификаты или их копии на завезенные трубы, а также сведения о проверке и подготовке труб (опрессовке, дефектоскопии).

Соответствие внутреннего диаметра трубы номинальному проводится пропуском через трубу жесткого цилиндрического шаблона. Диаметр шаблона для труб 114-219 мм должен быть меньше номинального на 3 мм.

На трубах, отбракованных при шаблонировании, устойчивой светлой краской делается надпись "брак", трубы складируются в стороне от буровой на отдельный стеллаж.

Необходимо проверять у всех труб группу прочности, толщину стенки, диаметр муфт, тип и состояние резьбы, давление опрессовки на поверхности в соответствии с ведомостью.

Замерять трубы необходимо стальной рулеткой, не имеющей наклонов, укладывать на стеллажи (предохраняя от ударов) маркировкой вверх в последовательности, предусмотренной планом работ, муфтовые концы должны располагаться на одной прямой и быть обращены в сторону буровой.

Транспортирование труб без предохранительных колец и ниппелей, а также перетаскивание их волоком и сбрасывание запрещается.

При укладке труб на стеллажи необходимо снять предохранительные кольца и ниппели, очистить, промыть соляркой и протереть насухо, после чего на ниппельный конец вновь навернуть предохранительные кольца (если заводом-изготовителем не предусмотрена смазка резьб, нанесенная непосредственно на заводе).

Применение металлических щеток или иных металлических приспособлений для очистки резьбы запрещается, в связи с наличием в муфтах покрытия из мягкого металла для дополнительной герметичности резьбы.

Данные о количестве и характеристике труб в каждом ряду необходимо записать в ведомость по форме[21]:

- номер трубы  по порядку спуска;

- условный  диаметр трубы;

- толщина  стенки;

- группа  прочности стали;

- длина трубы;

- нарастающая  длина колонны;

- дата выпуска  трубы;

- завод-изготовитель;

- тип резьбы;

- давление  опрессовки на поверхности;

- маркировка  трубной базы.

Для замены дефектных труб на буровую должны доставляться резервные трубы (общей длиной 150 м.) максимальной (по расчету) группы прочности (Д) одного или нескольких типоразмеров в количестве 30-50 м на каждые 1000 м длины.

Внешним осмотром необходимо определять качество заводского соединения муфты. Характерным признаком некачественного свинчивания является большое расстояние между торцом муфты и последней риской резьбы (более 1 нитки).

Необходимо проверять соответствие присоединительных резьб труб, на которые будут навинчиваться башмак, ЦКОД и др. элементы оснастки. При несоответствии типов резьб запрещается перенарезка резьб на башмаке, ЦКОДе и др. элементах оснастки. Для этих целей должны быть использованы проверенные и опрессованные переводные трубы[21].

Все изготовленные трубной базой переводные трубы, патрубки и переводники должны завозиться на буровую вместе с актами об их опрессовке.

 

2.4.5.3 Технологический режим спуска  колонны

Спуск ОК необходимо начинать на пневматических клиньях ротора(ПКР) до глубины, которая берётся из инструкции на ПКР. Затем при спуске используют элеватор.

В табл. 2.15 представлены допустимые нагрузки для обсадных труб диаметром 168,3 мм. в зависимости от группы прочности и толщины стенки.

 

Таблица 2.15 – Допустимые нагрузки для секций ОК

№№ секций	Группа прочности	Толщина стенки трубы, мм	Суммарный вес секций, кН	Допустимые нагрузки, т
1	N-80	10,54	7	117
2	N-80	9,17	658	104
3	N-80	10,54	286	91

 

Анализируя таблицу 2.15 можно прийти к выводу, что спуск ОК можно полностью провести на ПКР.

Герметизирующий состав, нанесенный заводом-изготовителем или фирмой-поставщиком и защищенный исправным предохранителем, не допускается снимать с резьб и заменять другим.

Уплотнительный состав для всех резьбовых соединений обсадных труб, а также элементов технологической оснастки обсадной колонны, входящих в ее компоновку, должен быть одинаковым для всех соединений.

Для свинчивания и закрепления резьбовых соединений необходимо использовать специальные автоматические ключи, как правило, с гидравлическим приводом, оборудованные моментомером с показывающим и записывающим устройствами.

Степень закрепления резьбовых соединений необходимо контролировать по заходу ниппеля в муфту трубы и величине крутящего момента в соответствии с ТУ и инструкциями по эксплуатации каждого типоразмера труб и резьб, рекомендациями фирм-поставщиков и с учетом влияния типа герметизирующего состава. Условие нормального закрепления резьб для труб диаметром 140 мм VAGT: торец муфты должен совпадать с концом сбега резьбы ниппеля или расстояние между торцом муфты и концом сбега должно быть не менее 5 мм[21].

"Усиление" резьбовых соединений при ненормальном  свинчивании труб любой марки  стали и любым способом запрещается.

При ненормальном свинчивании трубу следует отсоединить и забраковать. Для дальнейшего спуска резьбу муфты трубы, из которой вывернута забракованная труба, необходимо проверить внешним осмотром и гладким калибром. В случае необходимости отвинчивания второй трубы и неудовлетворительного состояния муфты предшествующей трубы решение о целесообразности дальнейшего спуска колонны принимается в зависимости от массы спущенной колонны, коэффициента запаса прочности на страгивание (растяжение) резьбовых соединений и назначения обсадной колонны.