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

Перед подачей на мостки буровой предохранительные кольца на ниппелях труб должны быть ослаблены для легкого отвинчивания "от руки", а предохранительные ниппели из муфт полностью вывернуты. На муфту затаскиваемой к ротору трубы должен одеваться легкий безрезьбовый колпак.

После снятия защитного колпака у ротора в каждую трубу необходимо ввести шаблон плавающего типа с захватом для ловителя. Диаметр шаблона должен быть меньше номинального на 3 мм.

До подачи на мостки буровой к ротору длина каждой трубы и встраиваемых в колонну элементов технологической оснастки должны быть подвергнуты контрольному измерению рулеткой и записана мелом.

Башмак обсадной колонны должен навинчиваться «на весу» после затаскивания обсадной трубы и докрепляться на роторе.

Движение колонны на длине каждой трубы должно осуществляться по тахограмме типа "трапеция" с плавным ростом скорости до максимальной и плавной посадкой на ротор. Скорость спуска колонны: в обсаженном стволе не более 1 м/с; до кровли продуктивного пласта не более 0,5 м/с; до забоя скважины не более 0,2 м/с.

При большой массе колонны дополнительно к гидравлическому или другого типа тормозу необходимо использовать обратный ход коробки перемены передач дизельного привода лебедки.

При спуске колонны не допускать посадки по отношению к разгрузке ее за счет трения при движении по стволу скважины более 3-5 тс.

При возникновении посадок необходимо:

- восстановить циркуляцию;

- произвести расхаживание колонны с промывкой.

В случае непроходимости колонны после остановки циркуляции необходимо её восстановить.

Необходимо вести постоянный контроль над заполнением колонны и вытеснением бурового раствора из скважины.

Контроль над установившимся режимом заполнения колонны осуществляется по расчетным величинам нарастания веса на крюке и объему вытесняемого раствора, измеряемому в изолированной тарированной приемной емкости буровых насосов.

При уменьшении темпа нарастания веса колонны и увеличения объема вытесняемого раствора сверх расчетного необходимо восстановить циркуляцию в скважине, предварительно заполнив колонну буровым раствором с замером объема. Если причиной осложнения является закупорка обратного клапана или башмака колонны, промыть скважину.

При обнаружении увеличения объема вытесняемого раствора сверх расчетного (с учетом разницы вытесненного из скважины и долитого в колонну) не допускать его величину более 25% расчетного допустимого притока. В противном случае спуск колонны следует приостановить.

При обнаружении движения бурового раствора из скважины в процессе навинчивания очередной трубы или любой остановке дальнейший спуск колонны следует приостановить независимо от объема притока.

Следует иметь в виду, что после спуска каждой трубы может иметь место запаздывание выхода раствора из скважины или прекращения выхода, не являющееся причиной поглощения раствора или поступления флюида в скважину. Такая закономерность должна устанавливаться при СПО в процессе углубления скважины.

О возникновении газонефтеводопроявления (ГНВП) руководитель работ сообщает руководству бурового предприятия и согласует с ним дальнейшие действия. При этом незамедлительно необходимо:

- подать сигнал "выброс";

- установить на верхнюю трубу открытый шаровой кран;

- закрыть шаровой кран и герметизировать затрубное пространство превентором универсальным гидравлическим(ПУГ);

- при отсутствии  ПУГа и при малом весе обсадной  колонны присоединить к верхней  трубе специальную «аварийную»  бурильную трубу с открытым  шаровым краном и закрыть кран  и верхний плашечный превентор;

- присоединить  рабочую трубу, закрыть ДЗУ, открыть  шаровой кран, вести наблюдение  за давлением в затрубном и  трубном пространстве и расхаживать  колонну.

Дальнейшие работы по ликвидации ГНВП должны проводиться в соответствии с действующими инструкциями по согласованию с руководством бурового предприятия и, при необходимости, с противофонтанной службой.

В случае перелива бурового раствора из колонны необходимо промыть скважину до стабилизации давления; при необходимости закачать в колонну порцию бурового раствора повышенной плотности.

В процессе спуска колонны необходимо осуществлять промежуточные промывки.

После окончания допуска колонны до проектной глубины следует промыть скважину в течение 1,5-2-х циклов циркуляции.

В процессе любых промывок скважины необходимо:

- контролировать  состояние бурового раствора  с обработкой в случае необходимости  и поддержанием параметров в  соответствие ГТН;

- контролировать  характер циркуляции с целью  своевременного обнаружения поглощений  или флюидопроявлений;

- контролировать  наличие в буровом растворе  пластовой воды, нефти или газа, в том числе с помощью газоанализатора;

- вести тщательную  очистку бурового раствора.

При промывках скважины, технологических или вынужденных остановках и после окончания спуска обсадную колонну необходимо периодически расхаживать.

После окончания допуска колонны до проектной глубины необходимо сбросить в колонну обсадных труб запорный шар обратного клапана. Спуск колонны с заранее помещенным шаром или преждевременное сбрасывание его в трубы без крайней необходимости запрещается.

Разгрузка обсадной колонны на забой скважины категорически запрещается[21].

 

2.4.6 Расчёт цементирования обсадных  колонн

Расчет цементирования эксплуатационной колонны 140 мм

Исходные данные:

1. Внутренний  диаметр dвн=139,7 мм

2. Глубина  спуска колонны 3147 м

3. Расстояние  от забоя до уровня цементного  раствора h=3147 м

4. Удельный  вес цементного раствора γц=2150 кг/м3

5. Удельный  вес бурового раствора γр=1960 кг/м3

6.Удельный  вес опрессовочной жидкости γж=1000кг/м3

7. Пластовое  давление на глубине 3147 м, Рпл= 61,4МПа

8. Коэффициент  увеличения ствола скважины кv=1,15

9. Водоцементное  отношение m=0.8

10. Диаметр  скважины Dскв=165,1 мм

11. Высота  цементного стакана hц.с=20 м

Расчёт объёма цементного раствора и количества составных компонентов

Объем цементного раствора для цементирования ступени

 

Vц.р=0,785[(D2скв-d2н) ·Н·кv+ d2вн·hц.с] (2.93)

Vц.р=0,785[(0,16512-0,1402)·1904·1,15+ 0,1402·10]=18,4 м3

 

Количество цемента для затворения

 

Мц=кц ·γц· Vц./1+m (2.94)

 

где кц – коэффициент, учитывающий потери цемента при транспортировке и затворении;

Мц=1,05·1610·39,65/1+0,8=1610 кг

Количество воды необходимой для затворения

 

Vж=кв·m·Мц / γв (2.95)

 

где кв-коэффициент учитывающий потери воды

Vж=1,09·0,8·37238 /1000=32,47 м3

Расчёт объема буферной, продавочной жидкостей

Объем продавочной жидкости

 

Vпр=∆·Π·d2вн·(L-hц.с)/4

 

где ∆-коэффициент учитывающий сжатие продавочной жидкости за счет наличия в ней пузырьков воздуха

Vпр=1,03·3,14·0,1262·(3990-10)/4=51 м3

Объем буферной жидкости

 

Vбуф=0,785[(D2скв-d2н) ·hб (2.96)

 

где hб-высота столба буферной жидкости в заколонном пространстве, м

 

hб= (γр- Ка.·рв)L/γр-γбуф (2.97)

hб= (1400-1,32·1000)3990/1400-1080=997.5м

Vбуф=0,785·[(0,1942-0,1462)997,5=12,8 м3

 

Определяем высоту столба бурового раствора за колонной

hр=3990-(2683+10)=1297м

Гидравлический расчет

Для успешного выполнения цементирования должны выполняться следующие условия [18]:

 

, (1), , (2) (3)

 

где Р1, [Р1] - соответственно расчетное и допустимое давления на цементировочной головке (для цементировочной головки ГУЦ 140-168х400-1 [Р1] = 40МПа) стр.368 табл.10.6 [5]

Р2, [Р2] - соответственно расчетное и допустимое давления на насосах цементировочных агрегатов (для ЦА-320М [Р2] = 32 МПа)

Р3, [Р3] - соответственно расчетное давление на забое скважины в конечный момент цементирования и давление гидроразрыва пород ([Р3] = 69.8МПа)

Давление на цементировочной головке в конечный момент цементирования

 

Р1= (Н- hц.с)( γц- γр)/ 105+ Ртр+ Рзп (2.98)

 

где Ртр - гидравлический сопротивление в момент окончания продавливания продавочной жидкости в трубах, МПа

Рзп - гидравлическое сопротивление в момент окончания продавливания, МПа

 

Ртр=0,289·10-7· γр·Q2 (Н- hц.с)/ d5вн (2.99)

 

где Q- подача насосов в конечный момент продавливания, м3/с

 

Ртр=0,289·10-7·1420·0,0032(2683-10)/ 0,1265=0,03 МПа

Рзп=0,289·10-7· γц· Q 2·Н/(Dскв-dн) 3 ( Dскв+dн) 2

Рзп=0,289·10-7·1610·0,0032·2683/(0,194-0,146) 3 (0,194+0,146) 2

=0,07 МПа

Р1=(2683-10)(1610-1420)/ 105+0.03+0,07=5.17 МПа

1) Р1=5,17 МПа<[Р1] = 32 МПа,

Р1=5,17 МПа< Ру=33,9/1,5=22,6 МПа, что допустимо

2) Р2= Р1/0,8=5,17/0,8=6,46 МПа<[Р2] = 40 МПа, что допустимо

 

3) Давление  на забое скважины в конечный  момент цементирования

 

Р3=Нц·γц/ 105+