Заканчивание скважин

- это минимальная глубина спуска тех.колонны, на которую планируется установка ПВО;

 

5) Эксплуатационная колонна  спускается на глубину 2429 м. Эксплуатационную колонну спускают для разобщения продуктивных горизонтов и изоляции их от других флюидосодержащих горизонтов, извлечения нефти на поверхность.

 

3.2. Расчет диаметров обсадных колонн и диаметров долот для бурения под эти колонны.

1. Эксплуатационная колонна

   Скважина добывающая, выбираем диаметр D_э.к.=168 мм, с учетом дебита, а также с учетом того, что в этой скважине на более поздних стадиях разработки может выполняться зарез боковых стволов.

2. Техническая колонна

D_д=D_м+2Δ, где 2Δ –разность диаметров; D_м-диаметр муфты;

D_д=188+25=213 мм.

По соответствующему государственному стандарту диаметров  долот ГОСТ 20692-75 считаем, что D_д=251,9 мм.

D_{вн. тех.кол.}=D_д+2δ, где δ – зазор между стенкой технической колонны и долотом.

D_{вн. тех.кол.}=215,9+10=225,9 мм.

D_{тех.кол.}= D_{вн. тех.кол.} +2t, где t – максимальная толщина стенки. Возьмем t=9 мм.

D_{тех.кол.}=225,9+2_*9=243,9 мм.

По соответствующему государственному стандарту диаметров  обсадных колонн ГОСТ 632-80 считаем, что D_{тех.кол.}=245 мм.

D_д=D_м+2Δ, где 2Δ – разность диаметров.

D_д=270+25=295 мм.

По соответствующему государственному стандарту диаметров  долот ГОСТ 20692-75 считаем, что D_д=295,3 мм.

3. Кондуктор

D_{вн. конд.}=D_д+2δ, где δ – зазор между стенкой кондуктора и долотом.

D_{вн. конд.}=295,3+10=305,3 мм.

D_конд.= D_{вн. конд} +2t, где t – максимальная толщина стенки.

D_конд.=305,3+2_*9=323,3 мм.

По соответствующему государственному стандарту диаметров  обсадных колонн ГОСТ 632-80 считаем, что D_конд.=324 мм.

D_д=D_м+2Δ, где 2Δ –разность диаметров.

D_д=351+40=391 мм.

По соответствующему государственному стандарту диаметров  долот ГОСТ 20692-75 считаем, что D_д=393,7 мм.

4. Направление

D_{вн. напр.}=D_д+2δ, где δ – зазор между стенкой кондуктора и долотом.

D_{вн. напр.}=393,7+10=403,7 мм.

D_напр.= D_{вн. напр} +2t, где t – максимальная толщина стенки.

D_напр.=403,7+2_*12=425,7 мм.

По соответствующему государственному стандарту диаметров  обсадных колонн ГОСТ 632-80 считаем, что D_напр.=426 мм.

D_д=D_м+2Δ, где 2Δ –разность диаметров.

D_д=451+40=491 мм.

По соответствующему государственному стандарту диаметров долот ГОСТ 20692-75 считаем, что D_д=490 мм.

5. Шахтное направление

D_{вн. шахты}=D_д+2δ, где δ – зазор между стенкой кондуктора и долотом.

D_{вн.шахты.}=490+10=500 мм.

D_шахты= D_{вн. шахты} +2t, где t – максимальная толщина стенки.

D_шахты=500+2_*12=524 мм.

По соответствующему государственному стандарту диаметров  обсадных колонн ГОСТ 632-80 считаем, что D_шахты=530 мм.

Бурение под  шахтное направление осуществляется шнековым долотом диаметром 600 мм.

 

 

3.3. Обоснование интервалов цементирования

В настоящее время на территории Пермского края в скважинах любого назначения все обсадные колонны должны цементироваться до устья.

 

1. Шахтное направление, направление, кондуктор.

Цементируются до устья тампонажным  портландцементом для низких и нормальных температур с добавкой натрия хлористого до 5% от веса цемента с целью повышения сцепления камня с породой и ускорения сроков схватывания. В случае усадки цементного раствора во время затвердевания проводят постоянный долив в затрубное пространство для поддержания его уровня у поверхности земли.

 

2.   Техническая колонна.

Цементируется до устья тампонажным  портландцементом, плотностью 2020 кг/м3 затворенным на водном растворе натрия хлористого. Дальнейшее углубление скважины производится после проверки геофизическими методами и опрессовкой качества цементирования.

 

3. Эксплуатационная колонна.

Цементируется колонна до устья ступенчатым способом. Первая ступень в интервале от башмака  до глубины установки муфты ступенчатого цементирования тампонажным раствором  плотностью 1920 кг/м3. Вторая ступень от глубины установки муфты до глубины 1796м цементируется тампонажным раствором плотностью 1920 кг/м3, далее до устья цементируется тампонажным раствором плотностью 1820кг/м3 (программа работ по креплению ООО «ПермНИПИнефть»). Качество цементирования эксплуатационной колонны определяется геофизическими методами: АКЦ (акустический цементомер), ГГЦ (гамма - гамма - цементомер) и опрессовкой.

Осложнений в процессе цементирования колонн на данной площади  не возникло.      Фактические конструкции скважин соответствуют проектным, за исключением аварийных случаев.

 

 

 

 

 

 

3.4. Проектный технический разрез

Таблица 3.1

Таблица 3.2

Колонна	Диаметр, мм	Длина (м)	Подъём цемента	Тип цемента	Время ОЗЦ, час
Шахтное направление	530	15	до устья	ПЦТ - II - 50	10
Направление	426	40	до устья	ПЦТ - II - 50	16
Кондуктор	324	130	до устья	ПЦТ - II - 50	24
Техническая	245	798	до устья	ПЦТ - II - 50	24
Эксплуатационная	168	2429	до устья	ПЦТ - 1G - СС - 1	48

Колонна	Интервал, м		Толщина стенки, мм	Опрессовка, кгс/см2		Оснастка  обсадных колонн
				до спуска	после спуска	наименование элементов	кол-во
Кондуктор	0-130		9,5	79	75/15	БКМ-324	1+1
						ЦЦ-324/394, ПП-324	5+2
Промежуточная	0-798		7,9	95	90/72	БКМ-245, ЦКОД-245	1+1
						ЦЦ-245/295, ЦТ-245/295, ПП-219/245	10+6+2
Эксплуатационная	0-153 153-373 373-2373 2373-2429	8,9 8,0 7,3 8,0		231	150	БКМ-168, ЦКОД-168	1+1
						ЦЦ-168/216	54
						ЦТ-168/212-216, ПП-168	10+1
						МЦС-168	1

 

 

4. СПЕЦИАЛЬНЫЙ ВОПРОС: Разработка технико – технологических и организационно-экономических средств ускорения и повышения качества работ по первичному вскрытию и освоению эксплуатационного объекта.

4.1. Общие теоретические принципы первичного вскрытия продуктивного пласта

    Процесс вскрытия пласта является важнейшим этапом рациональной разработки нефтегазовых месторождений. Высококачественное вскрытие продуктивных горизонтов обусловливает повышение эффективности геологоразведочных работ и производительности скважин, улучшает приток нефти и газа из малопроницаемых пропластков, что способствует увеличению нефтегазоотдачи пластов. Под качеством технологии вскрытия понимают степень изменения гидропроводности продуктивных горизонтов (пластов) после выполнения соответствующей операции. Причин снижения продуктивности горизонта (пласта) много, но одной из основных является проникновение в пласт инородных жидкостей и частиц породы. При бурении скважин выбирается такой буровой раствор, чтобы гидростатическое давление его столба было больше пластового.

К основным задачам, решение которых может  обеспечить сохранение естественной проницаемости призабойной зоны пласта, можно отнести:

• выбор типа промывочной жидкости для вскрытия продуктивного пласта;
• выбор конструкции скважины и способа цементирования эксплуатационной колонны;
• определение интервала перфорации эксплуатационной колонны;
• снижение противодавления на пласт до безопасного зна<span class="dash0410_0431_0437_0430_0446_0020_0441_043f_0438_0441_043a_0430__Char" style=" font-family: 'Times New Roman', 'Arial'; font