Технология заканчивания скважин в условиях

 

По результатам расчёта построим график 2.1.

 

2.2 Оборудование устья скважины

Выбор колонной головки по формуле (2.2):

Ру=Рпл- gL                             (2.2)

Ру=25,7*106-840*9,8*2615=4,1 МПа

Выбирается колонная головка ОКК1-14-245-168.

Предлагается выбрать схему обвязки ПВО применяемую на данной площади рис.1.

Рис. 1 Схема обвязки противовыбросового оборудования.

1-Впомогательный пульт; 2-станция  гидравлического управления; 3-разъемный  желоб; 4-фланцевая катушка; 5-универсальный  превентор; 6-плашечный превентор; 7-манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 8-задвижка с ручным управлением; 9-регулируемый дроссель с ручным управлением; 10-отбойная камера с разрядным устройством; 11-сепаратор; 12-задвижка с гидравлическим управлением; 13-устьевая крестовина; 14-обратный клапан; 15-фланец; 16-пульт управления гидроприводным дросселем; I-блок дросселирования; II-в систему сжигания газа; III-в систему очистки; IV-прямой сброс; V-линия дросселирования; VI-устье скважины; VII-линия глушения; VIII-к буровым насосам; IX-к насосным установкам или прямой сброс; X-блок глушения.

 

2.3 Технологическая оснастка обсадной колонны

Кондуктор комплектуется трубами отечественного производства с резьбой ОТТМ. На нижней трубе устанавливается башмак БК-245, на следующей трубе устанавливается дроссельный обратный клапан ЦКОД 245-2 без шара. Центраторы ЦЦ-4-245/295 устанавливаются через 50 метров по длине кондуктора.

Эксплуатационная колонна комплектуется трубами с резьбой ОТТМ. Низ эксплуатационной колонны оснащается следующими технологическими элементами (снизу вверх): башмак БК-146; перфорированный патрубок обратный клапан ЦКОД-146 без шара, пакера ПГПМ-146-1; спиральные (турбулизирующие) жесткие центраторы ЦСЖ-146, центрирующие пружинные фонари, устанавливаются в интервале интенсивного набора параметров кривизны с целью надежного центрирования эксплуатационной колонны и соответственно качественного цементирования интервала скважины выше пакера ПГПМ-146-1 (табл.2.2).

Таблица 2.2

Конструкция	Тип резьбового соединения	Герметизирующее средство
Кондуктор	ОТТМ	Р-2МВП, Р-402
Эксплуатационная колонна	ОТТМ	Р-402, ГТМ-3

 

2.4 Подготовка ствола к спуску и спуск обсадных колонн

1. Запрещается приступать к спуску обсадных колонн в скважину, осложненную поглощением бурового раствора, флюидопроявлениями, осыпями и обвалами, затяжками и посадками бурильной колонны.

2. Для предотвращения осложнений в процессе спуска кондуктора ствол скважины шаблонируется КНБК, которой закончили бурение под кондуктор. Перед спуском кондуктора скважина промывается в течение двух циклов.

3. По достижении бурением проектной глубины производится промывка скважины в течение двух циклов. Аналогично производится промывка после заключительного каротажа.

При осложнениях ствола (посадки инструмента, наличие уступов, сужений и т.п.), а также в случае простоев или продолжительности каротажа более 12ч. производится проработка ствола скважины КНБК, использовавшиеся при последнем долблении. Скорость проработки в интервалах осложнений не более 100-120м/час. Максимальная скорость спуска инструмента с промывкой не более 4м/с. При подъеме КНБК обеспечивается постоянный долив.

4. Спуск обсадной колонны осуществляется в соответствии со следующими требованиями:

- спуск осуществляется на клиновых захватах, соответствующих размеру и массе обсадной колонны;

- резьбовые соединения докрепляются машинными ключами с моментомером.

- скорость спуска эксплуатационной колонны в интервале до кровли покурской свиты не должна превышать 1,0 м/с, ниже 0,4 м/с

- промежуточную промывку ствола в неосложненной скважине производят с глубины 1000 м через каждые 300 м спуска обсадных труб;

- промежуточную промывку при возникновении осложнений (посадки, затяжки и т.п.) проводят, начиная с интервала возникновения осложнения через каждые последующие 200м спущенных труб;

- для предотвращения прихвата при заполнении и промывках следует колонну держать в подвешенном состоянии и периодически расхаживать;

- циркуляцию восстанавливают одним насосом;

- продолжительность промывки на конечной глубине должна быть не менее одного цикла;

- давление на устье при промывке не должно вызывать гидроразрыва пород и поглощения;

- в случае обнаружения поглощения переходят на промывку насосом со сниженной подачей;

- при потере циркуляции колонну поднимают до глубины, на которой проводилась предыдущая промывка и восстанавливают циркуляцию при минимальной подаче.

При возобновлении спуска повторное использование ранее извлеченных из скважины обсадных труб запрещается.

Спуск обсадных колонн проводятся по плану, составленному буровым предприятием и утвержденному в установленном порядке. К плану прилагаются данные для расчета колонны, коэффициенты запаса прочности колонны, результаты расчета колонны, а также акт о готовности буровой установки к спуску колонны. Особое внимание должно уделяться подготовке ствола скважины перед спуском эксплуатационной колонны с пакером (при необходимости проводятся работы по шаблонированию или проработке ствола скважины при заданных параметрах бурового раствора). Место установки пакера в стволе скважины указывается геологической службой бурового предприятия на основании данных геофизических исследований скважины. Не допускается установка пакера в зонах каверн.

При спуске обсадной колонны с пакером рекомендуется производить профилактические промывки скважины при обязательном применении фильтра, устанавливаемого под рабочей трубой. При появлении посадок обсадной колонны необходимо снижать скорость спуска обсадной колонны при прохождении пакером интервала ствола скважины, склонных к сужению, чтобы предотвратить гидроразрыв пластов. Не следует допускать при спуске обсадной колонны с пакером посадок ее на величину, превышающую 15% от веса спущенной колонны в вертикальном стволе и 30% - в наклонном. При превышении спуск колонны необходимо прекратить и скважину промыть до устранения посадок. По окончании спуска обсадной колонны скважина промывается до выравнивания параметров бурового раствора.

 

2.5 Расчёт обсадной колонны

Основными расчётами обсадных колонн, являются расчёты на наружное и внутреннее избыточное давление и расчёт на растяжение.

Исходные данные для расчёта эксплуатационной колонны (табл.2.3).

 

Таблица 2.3

Наименование	Размерность	Условное обозначение	Численное значение
1	2	3	4
Расстояние от устья скважины: до башмака колонны до башмака предыдущей колонны до уровня цементного раствора до уровня жидкости в конце эксплуатации докровли продиктивного пласта Плотность: опрессовочной жидкости бурового раствора колонной цементного раствора за колонной облегчённого цементного раствора за колонной жидкости в колонне Длина участка цементного раствора по вертикали Длина участка глиноцементного раствора по вертикали Давление опрессовки на устье Пластовое давление в кровле продуктивного пласта	м м м м м г/см3 г/см3 г/см3 г/см3 г/см3   м м МПа   МПа	L L0 h hкэ hпп H1 H2 Pоп Рпл	2615 630 530 1200 2450 1.00 1.12 1.83 1.48 0.84 945 1140   13.7 25.7

 

Расчёт на внутреннее давление действующее на колонну.

Определим давление на устье при условии, что скважина заполнена пластовой жидкостью по формуле (2.3):

     (2.3)

Определим давление опрессовки на забое по формуле (2.4):

   (2.4)

Где - опрессовочное давление на устье скважины.

Определим давление в конце эксплуатации по формуле (2.5):

        (2.5)

Построим график внутренних давлений (график 2.2).

График 2.2.

Расчёт на наружное давление действующее на обсадную колонну.

В не зацементированном интервале заполненным промывочной жидкостью, наружное давление определяется, как гидростатическое от столба промывочной жидкости по формуле (2.6).

       (2.6)

В зацементированном интервале до затвердевания цемента, давление определяется по давлению столба промывочной жидкости и цементного раствора (2.7).

     (2.7)

В случае когда обсадная колонна зацементирована разной плотности, то допускается использовать среднюю плотность раствора с учётом длины каждого интервала по формуле (2.8)

     (2.8)

Отсюда получим наружное давление до затвердевания цемента по формуле (2.9):

(2.9)

Определим наружное давление после затвердения цемента по формуле (2.10):

,     (2.10)

где - гидростатическое давление столба промывочной жидкости;

- гидростатическое давление жидкости  содержащейся в порах затвердевшего  цемента.

Построим график наружных давлений (график 2.3).                                  

  График 2.3

Определим внутренние избыточные давления действующие на обсадную колонну.

В общем случае внутренние давления определяются как разность внутренних и наружных давлений на один и тот же момент времени, когда внутреннее давление в колонне достигает максимальных значений. Как правило это бывает при опрессовке обсадной колонны. Избыточное давление определяется для характерных точек, а распределение давления между ними принимается линейно.

По графику 2.1 и 2.2 определим характерные точки:

При определении внутреннего избыточного давления по формуле (2.11) в продуктивной зоне пласта вне осложнённых условий, вводится коэффициент разгрузки цементного кольца – К. Это обусловлено допущениями, которые приняты при составлении методики расчёта. Для обсадных колонн диаметром 146 мм, К=0,25.

                                             (2.11)

Определим наружные избыточные давления.

Наружные избыточные давления определяются как разность наружных и внутренних давлений на момент когда они достигают максимальных значений. Как правило это относится к моменту эксплуатации скважины. Избыточное давление определяются для характерных точек, а распределение давления между ними принимается линейно.

При определении наружного избыточного давления в продуктивной зоне пласта вне осложнённых условий по формуле (2.12), вводится коэффициент разгрузки цементного кольца – К. Для обсадных колонн диаметром 146 мм, К=0,25.

(2.12)

Построим график внутренних и наружных избыточных давлений(график 2.4).

График 2.4.

Рассчитаем обсадную колонну.

Расчёт начинаем снизу вверх подбирая колонну исходя из расчёта на наружное давление и проверяем полученные данные расчётами на внутреннее давление и растяжение.

Выбираем трубы, для первой секции d=146мм, =7,7мм, [ ]=24,3 МПа, [ ]=35МПа, [ ]=1254кН, q=0,265кН, группы прочности Д, где d- диаметр обсадной колонны, - толщина стенки обсадной трубы, [ ] – допустимое сминающее давление, [ ] – допустимое внутреннее давление при котором возникает предел текучести материала трубы, [ ] – допустимая страгивающая нагрузка определённая по формуле Яковлева из [3], формула 10,2 ,q – вес одного погонного метра трубы.

Рассчитаем на смятие нижнюю трубу первой секции.

Основой расчёта является следующее формула (2.130:

  ,     (2.13)

где - коэффициенты запаса прочности на смятие, соответственно рассчитанной и допускаемой; - расчётное сминающее давление в сечении z по длине обсадной колонны.

Получим, что в интервалах продуктивных пластов , в зависимости от устойчивости коллектора, примем . В остальных интервалах (формуле 2.14).

   (2.14)

Определим длину первой секции по формуле (2.15):             (2.15)

Определим вес первой секции по формуле (2.16):              (2.16)

Рассчитаем на разрыв от внутреннего давления верхнюю трубу первой секции.

Определим по графику 2.4 внутреннее избыточное давление на глубине по формуле (2.17).

    (2.17)

Основой расчёта является следующая формула (2.18):

                (2.18)

 где - коэффициенты запаса прочности, соответственно рассчитанный и допускаемый, [3], ; внутреннее избыточное давление в сечении колонны z (формула (2.19).