Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Проблемы качественного и эффективного вскрытия продуктивных пластов, выбора типов и рецептур буровых растворов и жидкостей для глушения скважин, крепления скважин с использованием тампонажных растворов, не ухудшающих характеристики продуктивных пластов, т.е. весь комплекс проблем по закачиванию скважин остаются не до конца решенными, хотя за последние годы усовершенствовались техника и технология для заканчивания скважин. Созданы новые эффективные материалы, уверенно внедряются научные достижения в производство, сделан шаг вперед по оценке качества скважины как эксплуатационного объекта.

1. Общая и геологическая часть

1.1 Общая и географическая характеристика района работ

забой скважина пласт колонна

В административном отношении Камовская площадь расположена на территории Российской Федерации в Эвенкийском Автономном Округе Красноярского края. По географическому положению район расположен в юго-западной части Западно-Сибирского плоскогорья в правобережной части бассейна реки Подкаменная Тунгуска, вблизи реки Чуня. Рельеф местности неоднородный, с абсолютными отметками высот от +400 до +626 м. Для сельскохозяйственных целей угодья не используются в виду отдаленности и заболоченности. Промышленные предприятия на территории работ отсутствуют. В сейсмическом отношении район работ характеризуется как мало сейсмический. Территория обжитая. Местность залесенная, труднодоступная для всех видов транспорта.

Климат района работ резко-континентальный с умеренно-холодной продолжительной зимой и коротким теплым летом. Продолжительность периода со среднесуточными температурами ниже 0° С составляет 180 суток в году. Температура воздуха среднегодовая -7° С, наибольшая летняя в июле +35°С, наименьшая зимняя в январе -63°С. Максимальная глубина промерзания грунта 1,5м. Срок действия зимников 120 суток (середина декабря - середина апреля). Среднегодовая скорость ветра Ю-В 2,5м/сек., С-З 2,9м/сек., наибольшая скорость ветра 20 м/сек. Среднегодовое количество осадков 518мм. Продолжительность отопительного периода в году 263 дня.

Расстояние до ближайшего населенного пункта п.Богучаны 260км. Основным средством для доставки грузов зимой является авто- и авиа- транспорт, летом из-за отсутствия дорог только авиатранспорт. Водных транспортных путей нет.

Для перевозки рабочего персонала от п.Богучаны до рабочего объекта используют вертолеты. От пункта сбора г. Красноярск до п.Богучаны используют авто- и железнодорожный транспорт.

1.2 Геологические условия

Литолого-стратиграфический разрез Камовской площади представлен в табл. 1.1.

Таблица 1.1.

Глубина залегания, м	Стратиграфическое подразделение	Коэффициент кавернозности
от	до	название	индекс
1	2	3	4	7
0	10	Четвертичные отложения	Q
		Кембрий
		Средний-верхний	2-3
10	315	Эвенкийская св.	2-3 ev	1,30
		Нижний-средний	1-2
315	600	Ангарская+оленчиминская	1-2аn+ol	1,30
600	690	Долериты
690	865	Ангарская+оленчиминская	1-2аn+ol	1,30
		Нижний отдел	1
865	955	Булайская св.	1bul	1,25
955	1280	Верхнебельская п/св	1bls2	1,25
1280	1530	Нижнебельская п/св	1bls1	1,20
1530	1990	Усольская св.	1us	1,20
1990	2030	Долериты
2030	2070	Усольская св.	1us	1,20
		Венд-нижний кембрий	V-1
2070	2120	Тэтэрская	V-1ttr	1,15
		Венд	V
2120	2175	Собинская	V sb	1,15
2175	2215	Катангская	V ktq	1,15
2215	2230	Долериты
2230	2255	Катангская	V ktq	1,15
2255	2300	Оскобинская	V os	1,10
2300	2320	Ванаварская	V vn	1,10
2320	2500	Рифей	R	1,10

Стратиграфический разрез Камовской площади является типичным для условий Центральной Сибири.

1.3 Характеристика газонефтеводоносности месторождения

Продуктивный пласт залегает на глубине 2150-2360 метров в Рифейских отложениях, со следующими характеристиками:

коллектор неустойчивый, однородный;

тип коллектора - каверно-порово-трещинный;

плотность флюида: в пластовых условиях 0,85 г/см³

после дегазации 0,82 г/см³

содержание по весу: серы 0,41%

парафина 2,84%

ожидаемый дебит 190 м³/сутки

2. Снование и проектирование конструкции скважины

2.1 Обоснование конструкции эксплуатационного забоя

Под конструкцией эксплуатационного забоя понимается конструкция низа эксплуатационной колонны в интервале продуктивного пласта.

Каждая конструкция забоя характеризуется определенными параметрами, которые обуславливают режим эксплуатации залежи с учётом физико-механической характеристики пород коллектора, их фильтрационных свойств и геолого-технических условий залегания продуктивного пласта. В тоже время выполнение всех требований нередко противоречит рациональной технологии заканчивания скважины, направленной на сохранение коллекторских свойств пласта и обеспечение гидродинамического совершенства скважины. Поэтому, наряду с преимуществами того или иного способа заканчивания скважины, любая из конструкций забоев не лишена и определённых недостатков.

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 [1]:

,

где ??? коэффициент Пуассона, (??= 0,3);

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

Н - расстояние от устья до кровли продуктивного пласта, м, (Н=2340м)

Рпл- пластовое давление, МПа;

Рпл=24,12МП

Pз - давление столба жидкости на забой скважины, МПа;

Pз=сgh

где g-ускорение свободного падения, м/с²;

p-плотность пластового флюида, кг/м³;

h-минимальная высота столба пластового флюида при эксплуатации м;

h=2500-1000м=1500, где 2500-проектная глубина, 1000-расстояние до уровня жидкости в колонне при окончании эксплуатации с учетом требования заказчика;

g=9,8 м/с², p=850 кг/м³, h=1500 м;

Па Pз=12,5 МПа

усж - предел прочности горных пород при одноосном сжатии, МПа;

усж=30МПа, для песчаника

Исходя из расчётного значения неустойчивости коллектора и с учетом того, что нефтеносный пласт 2150-2360 м имеет подошвенные воды и так как коллектор неоднородный выбираем конструкцию закрытого забоя. В этом случае при бурении скважины выбираем следующий способ вскрытия продуктивного пласта: перебуриваем продуктивный пласт на 70 метров, не перекрывая предварительно вышележащие породы специальной колонной обсадных труб, затем спускаем обсадную колонну до забоя, цементируем. Для сообщения обсадной колонны с продуктивным пластом её перфорируем.

Схема конструкции эксплуатационного забоя скважины приведена на рисунке



2.2 Совмещенный график давлений

Результаты расчёта коэффициентов

Интервал, м	РПЛ, МПа	РГР, МПа	Ка	КГР	спж
От	До	От	До	От	До
0	315	0	2,7	0	4,4	0,87	1,42	0,96
315	865	2,7	9,3	4,4	13,3	1,09	1,57	1,2
865	955	9,3	9,6	13,3	14,2	1,02	1,52	1,12
955	1530	9,6	15,9	14,2	23,2	1,06	1,55	1,11
1530	2070	15,9	22,8	23,2	32,3	1,12	1,59	1,18
2070	2320	22,8	22,5	32,3	34,1	0,99	1,5	1,04
2320	2500	22,5	23,3	34,1	36	0,95	1,47	0,99

2.3 Определение числа обсадных колонн и глубины их спуска

1. Направление спускается на глубину 0-20м с целью перекрытия слабоустойчивых, рыхлых пород четвертичного возраста и верхней части эвенкийской свиты. Цементируется до устья.

2. Кондуктор. Спускается в более плотные отложения подошвенной части эвенкийской свиты, с целью перекрытия вскрытых зон осложнений. Принимается глубина спуска кондуктора 370м. Кондуктор цементируется до устья.

3. Промежуточная колонна. Интервал установки 0-2080м. Спускается в плотную часть отложений тэтэрской свиты с целью перекрытия всех соленосных отложений и зон возможных поглощений промывочной жидкости в отложениях нижнего кембрия, а так же исходя из того,что скважина газовая. Промежуточная колонна цементируется до устья.

4. Эксплуатационная колонна. Интервал установки 0-2500м. Спускается с целью изоляции и качественного испытания продуктивных отложений венда и возможно продуктивных отложений рифея. Высоту подъема цемента, по правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности для газовых скважин перекрытия башмака предыдущей колонны принимаем не менее чем на 300м, определяется 1880м.

2.4 Выбор интервалов цементирования

В соответствии с требованиями правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности проектируются следующие интервалы цементирования:

1. кондуктор цементируется до устья, разобщая водоносные горизонты этой части разреза, перекрывая зоны обваливающихся горных пород, прихватоопасные зоны, зоны поглощения бурового раствора (0 - 370м);

2.Промежуточная колонна. Интервал установки 0-2080м. Спускается в плотную часть отложений тэтэрской свиты с целью перекрытия всех соленосных отложений и зон возможных поглощений промывочной жидкости в отложениях нижнего кембрия, а так же исходя из того,что скважина газовая. Промежуточная колонна цементируется до устья.

3. Эксплутационная колонна. Интервал установки 0-2500м. Спускается с целью изоляции и качественного испытания продуктивных отложений венда и возможно продуктивных отложений рифея. Высоту подъема цемента, по правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности для газовых скважин перекрытия башмака предыдущей колонны не менее чем на 300 м, определяется 1880м.

2.5 Расчет диаметров обсадных колонн

Исходя из прогнозируемого дебита скважины (190 м³/сут.) для эксплуатационной колонны проектируем трубы диаметром 168 мм с наружным диаметром муфты 188 мм (по ГОСТ 632-80).

1. Диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну определяется по формуле:

D_д1 = D_м1 + 2д = 188+25 = 213 мм (1)

где D_м1 - наружный диаметр муфты для данной обсадной колонны, мм;

2д - радиальный зазор для свободного прохода колонны в скважину при спуске, мм (при D_м1 = 188мм, 2д принимаем равным 25 мм).

Номинальный диаметр долота по ГОСТ 20692-75 D_Д1н=215,9 мм

2. Внутренний диаметр промежуточной колонны определяется по формуле:

d₂ = D_Д1н + 2 = 215,9 + 25 = 225,9 мм (2)

где - радиальный зазор, необходимый для свободного прохода

внутри данной колонны долота для бурения под следующую колонну, мм ( = 5 мм).

В соответствии ГОСТ 632-80 принимаем обсадную колонну с наружным диаметром 245 мм с D_м2 = 270 мм.

3. Диаметр долота под промежуточную колонну определяем по формуле (1), где 2д принимаем равным 25 мм:

D_д2 = 270+25 =295 мм.

В соответствии с ГОСТ 20692-75 принимаем долото диаметром 295,3мм.

4. Внутренний диаметр кондуктора определяем по формуле (2):

d₃ = 295,3 + 25 = 305 мм.

В соответствии ГОСТ 632-80 принимаем обсадную колонну с наружным диаметром 324 мм с D_м3 = 351 мм.

5. Диаметр долота для бурения под кондуктор определяется по формуле (1), где 2д принимаем равным 40 мм:

d_дол3 = 351+40 =391 мм.

В соответствии с ГОСТ 20692-75 принимаем долота диаметром 393,7 мм.

6. Внутренний диаметр направления определяем по формуле (2):

d₄ = 393,7 + 25 = 403,7 мм.

В соответствии ГОСТ 632-80 принимаем обсадную колонну с наружным диаметром 426 мм с D_м4 = 451 мм.

7. Диаметр долота для бурения под удлиненное направление определяется по формуле (2), где 2д принимаем равным 40 мм:

d_дол4 = 451+40 =491 мм.

В соответствии с ГОСТ 20692-75 принимаем долота диаметром 490 мм

Данные расчётов сведены в таблицу. 2.2.

Таблица 2.2.

Номер колонны в порядке спуска	Название колонны	Интервал спуска, м	Номинальный диаметр ствола скважины (долота), мм	Номинальный наружный диаметр обсадных труб, мм	Максимальный наружный диаметр муфты, мм
1	Направление	0-20	490	426	451
2	Кондуктор	0-370	393,7	324	351
3	Промежуточная	0-2080	295,3	245	270
4	Эксплуатационная	0-2500	215,9	168	188

2.6 Проектирование обвязки устья скважины

Критериями выбора ПВО являются максимальные давления, возникающие на устье скважины при полном замещении промывочной жидкости пластовым флюидом при закрытом превенторе и диаметры проходных отверстий превенторов, позволяющих нормально вести углубление скважины или проводить в ней любые работы.

Величина максимального устьевого давления Р_му рассчитывается по формуле:

где Р_пл- пластовое давление в кровле продуктивного пласта, 23,3 МПа;

г_ф - плотность флюида, 0,85 н/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

h- глубина залегания подошвы продуктивного пласта, 2320 м.

23,18 МПа

Согласно правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности проектируем при вскрытии пласта комплект противовыбросного оборудования ОП5-280/80*35А с основными параметрами:

1. Диаметр проходного отверстия - 280 мм;

2. Рабочее давление - 35 МПа;

3. Диаметр проходного отверстия манифольда - 80 мм;

4. Номинальное давление станции гидропривода - 14 МПа;

5. Количество гидроуправляемых составных частей - 6;

Схема состоит из двух плашечных превенторов (один с глухими, другой с трубными плашками) и одного универсального превентора.

В проекте при освоении скважины принимается оборудование устья скважины превенторной установкой типа ППГ2-23021 с основными параметрами:

1. Диаметр проходного отверстия - 230 мм;

2. Рабочее давление - 21 МПа;

3. Высота - 1035 мм;

4. Масса - 4670 кг.

Выбираем колонную головку по диаметру обсадных колонн и наибольшему давлению на устье. Давление на устье скважины при опрессовке составит 8,65 МПа, а диаметр обвязываемых обсадных колонн равны 146,1; 219; 324; 426 мм. Следовательно, для обвязки устья скважины принимаем колонную головку ОКК3-35-146x216x324x426 с рабочим давлением 35 МПа.

3. Технология первичного вскрытия продуктивного пласта

Конечной целью бурения эксплуатационных скважин является получение максимального притока углеводородного сырья. Для этого необходимо обеспечить качественное вскрытие продуктивного пласта.

Одним из основных факторов, оказывающих влияние на качество вскрытия нефтяного пласта, является буровой раствор. Поэтому его свойства должны быть строго регламентированы. К нему предъявляют ряд следующих требований:

1. Для уменьшения загрязнения пласта плотность промывочной жидкости должна быть такой, чтобы гидростатическое давление столба жидкости превышало пластовое давление на 5%, согласно правилам безопасности в НГП, поэтому применяют растворы с низким удельным весом;

2. Фильтрация бурового раствора при вскрытии продуктивного пласта должна быть минимальной;

3. Поверхностное натяжение на границе фильтрат - нефть должно быть минимальным;

4. Состав фильтрата в случае его проникновения в пласт не должен вызывать физические, химические или физико-химические явления, снижающие проницаемость околоствольной зоны пласта.

Исходя из этих условий, применяем при вскрытии пласта ВИЭР со следующими параметрами:

- удельный вес - 1,04 г/см³;

- условная вязкость -180-200;

- показатель фильтрации -0;

Применяем также малоглинистый раствор обработанный КМЦ со следующими параметрами:

Удельный вес-1,04 г/ см³

условная вязкость -50-60

показатель фильтрации -4-6

pH-7-8

На качественное вскрытие нефтеносного пласта влияет скорость бурения. Чем быстрее и качественнее проходится продуктивный пласт, тем меньше производится на него воздействие. Вскрытие продуктивного горизонта производится за одно долбление.

4. Расчет всех обсадных колонн на прочность

4.1 Условия работы колонны в скважине

На обсадную колонну в разные периоды времени действуют различные по видам и величине нагрузки. Среди них - растяжение, смятие, изгиб, сжатие, внутренние давления. Разнообразны и причины, вызывающие эти нагрузки - собственный вес колонн; силы трения о стенки скважины, связанные с профилем скважины, внутренние избыточные давления при опрессовке, наружные избыточные при снижении уровня жидкости в колонне, температурные нагрузки, горное давление и др. Не постоянна и величина нагрузок, а также степень их динамичности.

Среди всего многообразия нагрузок, действующих на колонну, выделяются главные, к которым, как правило, относятся наружные и внутренние избыточные нагрузки, а также нагрузка растяжения от действия собственного веса, Указанные нагрузки рассчитываются для периода, когда они достигают максимального значения.

На всех рассмотренных выше этапах работы с обсадными колоннами имеют место следующие виды давлений в скважине, которые могут учитываться при расчёте статических избыточных внешних и внутренних давлений.

1. Гидростатическое давление столба воды;

2. Гидростатическое давление столба БР;

3. Давление столба буферной жидкости;

4. Давление столба пластового флюида;

5. Давление столба тампонажного раствора;

6. Давление составного столба различных жидкостей;

7. Давление столба цементного камня;

8. Давление столба составного различных жидкостей и цементного камня;

9. Давление пластовое;

10.Давление горное.

Давление столба цементного камня РЦК для необсаженного интервала определяется по формуле:

РЦК = 10^-6 сЦК g·hЦК· (1 - к), МПа (4.1.3)

где: к - коэффициент разгрузки, связанной с твердением цементного раствора (для колонны диаметром 168 мм к = 0,25), сЦК - плотность цементного камня, g-ускорение свободного падения, hЦК- высота подъема цементного камня.

Исходные данные для расчета действующих нагрузок:

Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм спущена на глубину 2500 м, интервал цементирования 1880 - 2500 м цемент плотностью 1850 кг/м³. Продавочная жидкость солевой раствор плотностью 1000 кг/м³. Буровой раствор плотностью 1040 кг/м³. Плотность пластовой воды 850 кг/м³. Снижение уровня жидкости в колонне при испытании на герметичность 1000 м.

Исходя из геологических данных, текучих пород в разрезе нет, поэтому горное давление не учитываем.

4.2 Расчет действующих нагрузок

Исходные данные для расчета колонны:

L = 2500 - глубина скважины, м

Н = 1000 - расстояние до уровня жидкости в колонне, м

h = 1880 - расстояние от устья до уровня цементного раствора, м

г_ц = 1,85·10⁴ удельный вес цементного раствора н/м³

г_р = 1,04·10⁴ удельный вес бурового раствора н/м³

г_в = 0,85·10⁴ удельный вес жидкости в колонне н/м³

г_ж = 1·10⁴ удельный вес испытательной жидкости н/м³

Р_пл = 23,3- пластовое давление в интервале эксплуатационного объекта (в период ввода скважины в эксплуатацию), МПа

К=0,25 - коэффициент разгрузки цементного кольца

1) Построение эпюр внутренних давлений P_bz

В период ввода скважины в эксплуатацию при закрытом устье

при

при z = 0 МПа(A)

z =L= 2500 МПа(B)

В период окончания эксплуатации:

Р_вz = 0 при

при z = H = 1000

МПа(С)

z = L =2500

МПа(D)

2) Построение эпюр наружных давлений

В период ввода скважины в эксплуатацию;

а) при вводе в эксплуатацию

1) для незацементированной зоны

при z=0

МПа(A)

При z=h=1880 м

МПа(B)

2) для зацементированной зоны

При z=L

МПа(С)

б) При окончании эксплуатации для незацементированной зоны

при z=0 (D)

при z=1880

МПа(E)

Для зацементированной зоны

МПа (N)

Строим эпюру наружных давлений

Построение эпюр избыточных наружных давлений

1) на стадии окончания эксплуатации

а) для незацементированной зоны

;

при z=0

МПа (А)

z=H МПа(B)

z=h

МПа (С)

б) для зацементированной зоны

МПа (D)

Строим эпюру

обсадной колонны на герметичность в один прием без пакера

а)При вводе скважины в эксплуатацию

Рву =14,5МПа

Для незацементированной зоны

при где P_ОП - минимальное давление при испытании на герметичность

P_ОП=12,5 МПа выполняется

 при z=0 МПа (А)

при z=h=1880м

МПа(B)

Для зецементированной зоны расчет производится по составному столбу бурового и цементного растворов с учетом разгрузки

МПа (С)

4.3 Расчет параметров обсадной колонны

Из этих графиков видно, что наружные избыточные давления достигают максимума на забое скважины. Уровень наружных избыточных давлений, больше внутренних, к тому же, прочность на внутреннее давления выше прочности на смятие (наружные избыточные давления), поэтому, за начало расчета принимаем наружное избыточное давление и расчёт параметров ОК начинается снизу ОК. Расчёт начинают с определения параметров нижней (1-ой секции). Проектируем трубы с резьбой трапециидального профиля и нормальным диаметром муфт (ОТТМ). Рекомендуется использовать по возможности наиболее дешёвые обсадные трубы, поэтому для начала расчёта выбираются трубы группы прочности Д.

МПа

Определяем запас прочности n₁ на избыточное наружное давление

Для 1-ой снизу секции колонны:

В соответствии с прил.2 подбираем трубы:

Начинаем с труб с наименьшей группой прочности Д, если группа Д не удовлетворяет условию прочности, то переходим к трубам более высокой группы прочности.

Принимаем n=1,15 (1ч1,3)

МПа

По прил. 2 этому давлению соответствуют трубы с толщиной стенки д=8 мм группы прочности «Д», исполнение «Б».

МПа

По прил.4 внутреннее давление при котором напряжение в теле трубы достигает предела текучести: P_T1=31,6 МПа

, n₂=1,15

Если меньше допустимого (1.15) то подбор труб для первой секции производится по внутреннему давлению

N-мощность продуктивного горизонта

-длина зумфа (10-25м)

-лдлина деталей низа эксплутационной колонны (10-25м)

-вес секции

-теоретический вес 1м колонны (приложение 12)

По эпюре 3 определяем расчетное давление на уровне верхнего конца 1 секции на глубине 2190 м МПа

Этому давлению при соответствуют трубы прочностью Д с д=7,3мм исполнения «Б» с

Определим значение для труб 2 секции для условий двухосного нагружения с учетом значений растягивающих нагрузок от веса 1 секции.

-растягивающая нагрузка (приложение3)

Т.к. 16,4>16,08, трубы из стали прочности Д с д=7,3мм подходят для 2 секции. МПа

В соответствии с эпюрой эти трубы можно применять по всему стволу скважины.

Найдём вес 2секций

Определим значение

z=L=2190

Условие выполняется.

При строительстве данной скважины используется односекционная эксплуатационная колонна длиной L=2500м, толщиной стенки д=7,3мм, исполнения Б, из стали группы прочности Д.

4.4 Технологическая оснастка обсадной колонны

Элементы оснастки обсадных колонн представляют собой комплекс устройств, применяемый для успешного спуска обсадных колонн и качественного цементирования скважин, надежного разобщения пластов и последующей нормальной эксплуатации скважин.

Низ эксплуатационной колонны оборудуется башмаком типа БКМ-146 ОТТМ и обратным клапаном типа ЦКОД-146-ОТТМ.

Башмак с направляющей насадкой предназначен для оборудования нижней части обсадной колонны в целях повышения ее проходимости по стволу скважины и предупреждения повреждения нижней трубы при посадках. Башмаки присоединяют к нижней части обсадной колонны на резьбе или сварке.

Обратный клапан предназначен для предотвращения перетока бурового или тампонажного раствора из заколонного пространства в обсадную колонну в процессе крепления скважины. Его монтируют в башмаке обсадной колонны или на 10--20 м выше него.

Центраторы применяют для центрирования обсадной колонны в стволе скважины в целях равномерного заполнения кольцевого пространства тампонажным раствором и качественного разобщения пластов. Кроме того, они облегчают процесс спуска обсадной колонны, уменьшая силу трения между обсадными трубами и стенками скважины, увеличивают степень вытеснения бурового раствора тампонажным вследствие образования локальных завихрений восходящего потока раствора в зонах центраторов. При креплении наклонно направленных скважин применение центраторов обязательно. Центраторы устанавливаются на обсадной трубе и фиксируются на ней при помощи специального кольца закрепленного на теле трубы.

Выбираем цементировочную головку ГУЦ-140/146 с наибольшем рабочим давлением 40 МПа.

Разделительные цементировочные пробки ПП -146 используют для разобщения тампонажного и бурового растворов, а также продавочной жидкости при цементировании обсадных колонн. Кроме того, их применяют для получения сигнала об окончании процесса продавливания тампонажного раствора.

Муфта цементировочная гидравлическая типа МЦГ устанавливается в составе труб обсадной колонны и предназначена для ступенчатого или манжетного цементирования скважин (совместно с заколонным пакером). Отличительными особенностями конструкции МЦГ являются малая толщина ее стенок без ущерба для прочности, соответственно и уменьшенный наружный диаметр муфты, что позволяет использовать ее для цементирования потайной колонны.

Муфта типа МСЦГ применяется при цементировании обсадных колонн в условиях неизолированных зон поглощения, с целью снижения репрессии на продуктивный пласт, а также при проведении манжетного цементирования. Отличительными особенностями МСЦГ являются: сохранение внутреннего диаметра эксплуатационной колонны в месте ее установки; работоспособность не зависит от угла в месте установки.

4.5 Расчет натяжения эксплуатационной колонны

забой скважина пласт колонна

Натяжение обсадной колонны необходимо для сохранения прямолинейной формы её незацементированной части путём компенсации веса и с учётом изменения температуры и давления. Если расчётное значение натяжения не удовлетворяет условию прочности колонны, то необходимо либо повысить прочность труб, либо увеличить высоту подъёма цемента.

Определяют как нижний, так и верхний предел натяжения обсадных колонн.

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

где: Q_Н - усилие натяжения, кН;

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

P - максимальное внутреннее устьевое давление в колонне (давление опрессовки), P = 15,95 МПа;

L - глубина скважины м;

l - длина свободной части колонны, l =1880 м;

м

D_., d- соответственно наружный и внутренний диаметры колонны, м.

D_. = 0,168 м;

d_. = D-2д

F - площадь сечения трубы, определяют по формуле:

F_n = 0,785*(D² - d²);

г_Р, г_В - удельные веса жидкости за колонной и внутри неё в процессе эксплуатации, Н/м³; г_Р = Н/м³, г_В = Н/м³;

б - коэффициент линейного расширения материала труб,

б = 12*10^-6 1/ ⁰С;

E - модуль упругости материала трубы, E = 2,1*10¹¹ Па;

Д T - средняя температура нагрева (охлаждения) колонны, ⁰С.

Среднюю температуру нагрева берут как среднюю величину по глубине:

Д T = ((t₃ - t₁) + (t₄ - t₂)) / 2,

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 = 8 ⁰С; t₃ = 10,4 ⁰С;

t_ЗАБ. = 28 ⁰С;

Определение средней температуры нагрева колонны:

⁰С

⁰С

⁰С

мм

F = 0,785*(D²-d²)=0,0038

Минимальное усилие натяжения превышает вес незацементированной части обсадной колонны 564,82кН > 451,835 кН, поэтому принимается исходная величина Q_n = 564,82 кН.

Верхний предел натяжения колонны определяется из условия:

Q_n ? Q_max

где: Q_max - допустимая осевая нагрузка на трубы колонны (равная максимально допустимой страгивающей нагрузке делённой на коэффициент запаса на страгивающие нагрузки), кН.

, n₂=1,15

Q_max = P_стр./1,15 = 813/1,15 = 706,956 кН

Q_n ? Q_max условие выполняется

Q_min<Q_n<Q_max

564,82<650<706,956

Принимаем Q_n= 650 Кн

5. Расчет и обоснование параметров цементирования

5.1 Обоснование способа цементирования

Цементирование скважин наиболее ответственный этап в строительстве скважин. Значение цементировочных работ, обуславливается тем, что они являются заключительным этапом, и неудачи при их выполнении могут свести к минимуму успех предыдущей работы вплоть до полной потери скважины.

Все способы цементирования имеют одну цель - вытеснить буровой раствор тампонажным из затрубного пространства скважины и поднять на нужную высоту. В результате этого исключается возможность движения любой жидкости или газа из одного пласта в другой, Через затрубное пространство обеспечивается длительная изоляция продуктивных объектов от посторонних вод, укрепляются неустойчивые, склонные к обвалам и осыпям породы, обсадная колонна предохраняется от коррозии в результате воздействия пластовых вод. Состав тампонажного раствора определяется геолого-техническими условиями скважины (пластовое давление, температура). При приготовлении раствора используются осреднительные емкости.

В общем случае основными факторами для выбора тампонажного материла являются температура в скважине (на проектной глубине 2500 м t28С), давление гидроразрыва пород, а также наличие нефте- газоносных и соленасыщенных пластов.

Плотность тампонажного раствора должна удовлетворять условию

_р+0,2 _ц k_гр, где:

k_гр - градиент давления гидроразрыва, _ц - плотность тампонажного раствора, _р - плотность бурового раствора.

Для предотвращения поглощения тампонажного раствора предусматривается регулирование сроков схватывания таким образом, чтобы время цементирования составляло 75% от сроков начала схватывания. В качестве ускорителя схватывания используется кальцинированная сода. В случае необходимости увеличения сроков схватывания в качестве замедлителя используется карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ). Концентрация реагентов подбирается лабораторным путем и в проекте не указывается.

Плотность продавочной жидкости и жидкости при испытании колонны на герметичность принимается такой, какой заполнен ствол скважины к моменту спуска обсадной колонны.

Для предотвращения смешивания тампонажного и бурового раствора, а также более эффективного замещения бурового раствора тампонажным предусматривается применение в качестве разделяющей среды аэрированной буферной жидкости с плотностью 900 кг/см³

Скорость восходящего потока в кольцевом пространстве, для обеспечения вытеснения бурового раствора из сужений и расширений ствола, должна быть не более 0,5м/с либо не менее 1м/с.

5.2 Цементирование эксплуатационной колонны

Цементирование колонны осуществляется в одну ступень

1. Определим внутренний диаметр обсадной колонны

2. Необходимое количество тампонажного раствора для цементирования обсадной колонны определяется по формуле:

где k_v=1,5 - коэффициент кавернозности

D_скв=0,216 - диаметр скважины, м

d_н=0,168 - наружный диаметр обсадных труб, м

h=20 высота цем.стакана оставляемого в скважине, м

d_в=0,153 - внутренний диаметр обсадной колонны, м

H_ц=620 - высота зацементированной зоны, м

м³

3. Количество сухой тампонажной смеси, необходимое для приготовления заданного объема тампонажного раствора:

где k_ц=1,05 - коэффициент учитывающий потери цемента при погрузочно-разгрузочных работах

m=0,5 - соотношение вода: смесь

_ц=1,85 - плотность тампонажного раствора, т/м³

т

Необходимое количество жидкости затворения:

где k_в=1,1 - коэффициент, учитывающий потери воды при выполнении операций цементирования

м³

Объем продавочной жидкости:

где:

Д=1,04 коэффициент учитывающий сжатие продавочной жидкости за счет наличия в ней пузырьков воздуха

м³

Объем буферной жидкости:

Объем этой жидкости выбирается из условия, чтобы гидростатическое давление столба в заколонном пространстве несколько превышало пластовое. Из этого условия находят, что высота столба буферной жидкости в заколонном пространстве описывается соотношением:

м

м³

5.3 Выбор и расчет необходимого количества цементировочного оборудования

Для успешного выполнения цементирования должны выполняться следующие условия:

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

где Р₁, [Р₁] - соответственно расчетное и допустимое давления на цементировочной головке (для цементировочной головки ГУЦ 140-168х400 [Р₁] = 40 МПа)

Р₂, [Р₂] - соответственно расчетное и допустимое давления на насосах цементировочных агрегатов (для 5ЦА-320 [Р₂] = 32 МПа)

Р₃, [Р₃] - соответственно расчетное давление на забое скважины и давление гидроразрыва пород ([Р₃] = 35 МПа)

Давление на цементировочной головке в конечный момент цементирования:

, где:

_ц=1850 - плотность тампонажного раствора, кг/м³

_р=1040 - плотность бурового раствора, кг/м³

- гидравлические сопротивления в момент окончания продавливания продавочной жидкости в трубах, МПа

- гидравлические сопротивления в момент окончания продавливания продавочной жидкости в затрубном пространстве, МПа

Q - подача насосов (в конечный момент продавливания Q==0,003 м³/с)

МПа

МПа

МПа

0,972 < 40; условие (1) соблюдается.

2<9,7 условие (2) соблюдается.

Давление на забое в конечный момент цементирования:

МПа

0,11<35 условие (3) соблюдается

Подача насосов при продавливании тампонажного раствора (для обеспечения скорости восходящего потока в кольцевом пространстве 1,8м/с) определится по формуле:

м³/с = 14 л/с

Исходя из значений Р₂ и Q принимаем диаметр втулок цементировочного агрегата ЦА-320 равный 100 мм, при этом Р_III = 4,8 МПа - максимальное давление на третьей скорости, q_III = 16 л/с - максимальная подача на третьей скорости.

Характеристика насосного агрегата ЦА-320А

Основная характеристика	Насосный агрегат ЦА-320А
Монтажная база	шасси автомобиля
Шифр насоса	9Т
Гидравлическая мощность, кВт	93
Максимальное давление, МПа	32
Максимальная подача, л/сек	26
Давление при максимальной подаче, МПа	4
Подача при максимальном давлении, л/сек	2,9
Длина хода поршня, мм	250
Диаметр сменных втулок, мм	100, 115, 127
Параметры манифольда: диаметр приемного трубопровода, мм диаметр напорного трубопровода, мм диаметр вспомогательного трубопровода, мм общая длина, м вместимость мерного бака, м3	100 50 50 22 6
Вид соединений	посредством шарнирных колен
Масса агрегата с автомобилем, кг	17600

Определяем число ЦА:

Число цементировочных агрегатов определится из условия их подачи при продавливании:

принимаем 1 агрегат

Подача при закачивании определяется из условия, что при затворении смеси плотностью 1850 кг/м³ производительность 2СМН-20: q_n=18,3 л/с, V_бун=14,5 т.

Количество цементосмесительных машин:

Принимаем 2.

Подача насосов при закачивании тампонажного раствора.

л/с=0,0366 м³/с

Продолжительность закачивания тампонажного раствора:

мин

Продолжительность процесса продавливания:

мин

Общее время цементирования:

мин

0,75*120>88,53 условие t_ц 0,75t_нач.сх выполняется.

6. Организация работ по креплению скважин

6.1 Подготовительные работы к спуску колонны

Спуск эксплуатационной колонны один из важных и трудоёмких процессов в строительстве скважин. Для благополучного спуска колонны необходимо провести ряд подготовительных работ таких как: подготовка колонны, ствола скважины и бурового оборудования.

Обсадные трубы

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 должен быть меньше номинального на следующие величины:

- для труб 114-219 мм на 3 мм;

На трубах, отбракованных при шаблонировании, устойчивой светлой краской делается надпись "брак", трубы складируются в стороне 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:

- 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 максимальной (по расчету) группы прочности одного или нескольких типоразмеров в зависимости от конструкции обсадной колонны в количестве 30-50 м на каждые 1000 м длины. Внешним осмотром определить 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 грубы.

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

Подготовка ствола скважины

Запрещается проводить подготовку ствола скважины к спуску обсадной колонны при наличии нефтепроявлений 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. 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.

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.

В процессе последнего долбления параметры промывочной жидкости следует привести в соответствие с требованиями ГТН.

После окончания последнего долбления произвести промывку скважины в течение 2 циклов циркуляции с определенной производительностью насосов при данной глубине скважины.

Электрометрические работы производить через бурильный инструмент, низ которой оборудован воронкой.

В процессе электрометрических работ производить 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 необходимо промыть.

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.

Подготовка бурового оборудования

Задача подготовки оборудования в обеспечении безотказной работы и создание благоприятных условия для работы буровой бригады. Одновременно на буровую должны быть доставлены весь необходимый инструмент и материалы.

При проверке бурового оборудования буровая бригада проверяет буровое и силовое оборудование. Особое внимание обращают на надежность крепления и исправность буровой лебедки и ее тормозной системы, проверяют исправность буровых насосов и заменяют изношенные детали, проверяют состояние вышки и ее талевой системы, тщательно проверяют стояние крюка, талевого блока, кронблока, проверяют состояние контрольно-измерительных приборов на буровой. Подготавливают рабочее место у устья скважины.

6.2 Технологический режим спуска колонн

Технологический режим спуска обсадных колонн зависит от геологических, технических, технологических условий проводки скважины и её конструкции.

Спуск обсадной колонны начинается только после проведения полного комплекса подготовительных операций.

Обсадные трубы должны быть заблаговременно уложены на стеллажи в порядке спуска их в скважину, осмотрены и пронумерованы, ослаблен натяг колец.

Длина каждой трубы, спущенной в скважину, заносится в общую меру обсадной колонны.

При затаскивании обсадных труб на буровую производится шаблонирование внутреннего диаметра труб стандартными шаблонами согласно ГОСТ 632-80.

Возможность спуска обсадной колонны на клиновых захватах с учетом коэффициента запаса (n_И = 1,3) определяем по формуле:

QP_K/n_И

P_K=(F*G_T*X*10³)/(1+d_СР/4*L*tg()),

где Q - допускаемый вес, кН;

F - площадь сечения трубы, м²;

G_T - предел текучести материала трубы, МПа (для стали группы прочности Д 380 МПа);

Х - коэффициент охвата, МПа (0,78Х1);

d_СР - средний диаметр трубы, мм

d_СР=(D_H+d_ВН)/2

L - длина плашек клина, мм;

- угол уклона клина [=9⁰27^I15^II (уклон 1 к 6)];

- угол внутреннего трения (для углеродистых сталей 7⁰).

F=3,14*(0,1461²-0,133²)/4=0,0031 м².

d_СР=(0,1461+0,1304)/2=0,138 мм.

P_K=(0,0031*380*1*10³)/(1+0,138/4*300*tg(9,5+7))=1165 т.

Q1165/1,3=896 кН.

Так как суммарный вес секций 698,34 кН не превышает предельной нагрузки на клинья, то всю колонну спускаем на клиновых захватах.

Подготовку резьб, приготовление двухкомпонентных составов смазки на буровой, нанесение состава на резьбы необходимо осуществлять в соответствии с инструкциями по их применению. В любом случае до смазки резьба должна быть очищена неметаллической щеткой или другим приспособлением, обезжирена и протерта насухо с принятием мер по предотвращению загрязнения и попадания влаги перед смазкой и свинчиванием.

Для свинчивания и закрепления резьбовых соединений необходимо использовать специальные автоматические ключи, как правило, с гидравлическим приводом. Ключи оборудуются моментомером.

После снятия защитного колпака у ротора в каждую трубу необходимо ввести шаблон плавающего типа с захватом для ловителя.

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 закрепляться на роторе.

При возникновении посадок необходимо:

- восстановить циркуляцию;

- произвести расхаживание колонны с промывкой.

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.

Разгрузка обсадной колонны на забой скважины категорически запрещается.

Скорость спуска колонны до кровли должна быть не более 0,5 м/с, до забоя 0,3 м/с.

6.3 Организация работ по цементированию скважины

Цементировочная техника должна прибыть на буровую в рабочем состоянии за 2 часа до окончания спуска колонны. Прибывшую тампонажную технику необходимо подготовить к работе и расставить на площадке перед буровой установкой, согласно разработанной схеме. Необходимо: завести на буровую необходимое количество тампонажных материалов; подготовить расчётный объём воды (нагретой в зимнее время до 50⁰С); произвести опрессовку нагнетательной линии на полуторократное ожидаемое в процессе цементирования максимальное давление.

После окончания промывки скважины на верхний конец обсадной колонны навинчивают цементировочную головку, боковые отводы с помощью нагнетательных линий соединяют с цементировочными агрегатами.

Устье скважины оборудуется цементировочной головкой типа ГЦУ-140/146 боковые отводы которой с помощью нагнетательной линии соединяют с напорным блоком манифольда 1БМ - 700, который в свою очередь нагнетательными линиями связан с цементировочными агрегатами ЦА - 320М. Для оперативного контроля и анализа плотности, давления и расхода цементного раствора применяется станция контроля цементирования типа СКЦ - 2М - 69. Для обработки тампонажного раствора в процессе его приготовления с целью обеспечения однородности параметров смеси по всему объему используется осреднительноя установка УО на шасси КрАЗ-65101.

После установки и обвязки оборудования опрессовывают нагнетательные линии на полуторократное ожидаемое в процессе цементирования давление (Р_оп=16,2*1,5 = 24,3 МПа).

Проводится инструктаж по безопасности по ведению совмещённых работ с буровой и тампонажными бригадами.

В скважину закачивается расчетное количество буферной жидкости, опускается нижняя часть продавочной пробки типа ПП -146.

Закачивается тампонажная смесь (сначала облегченный тампонажный раствор, затем тампонажный раствор нормальной плотности). В момент достижения максимального гидростатического давления внутри обсадной колонны обсадной колонны следует не допускать образования разрежения на цементировочной головке, так как это может привести к расслоению тампонажного раствора и последующему образованию пор в цементном камне. Для предупреждения порыва колонны от гидравлического удара при посадке разделительной пробки на кольцо «стоп » последние 1-1,5 м³ продавочной жидкости следует закачивать с наименьшей производительностью одним цементировочным агрегатом.

Опускается верхняя часть продавочной пробки и закачивается продавочная жидкость. Продавка тампонажного раствора начинается сразу после закачки тампонажного раствора одним цементировочным агрегатом, который обвязан с верхним отводом цементировочной головки и предварительно заправлен продавочной жидкостью (это необходимо, чтобы дать время на промывку манифольда от остатков тампонажного раствора и заправку остальных, участвующих в продавке цементировочных агрегатов продавочной жидкостью).

После посадки пробки, давление в колонне начнёт резко возрастать, что служит сигналом окончания закачки продавочной жидкости. После этого необходимо снять давление на цементировочной головке для этого все краны на цементировочной головке закрывают, а скважину оставляют в покое на срок, необходимый для превращения тампонажной смеси в тампонажный камень (ОЗЦ 24 часа).

Для предупреждения порыва колонны от гидравлического удара при посадке разделительной пробки на кольцо «стоп » последние 3 м³ продавочной жидкости закачиваются с наименьшей производительностью (q_I = 4,9 л/сек) одним цементировочным агрегатом.

6.4 Заключительные работы после цементирования

К технологическим операциям после цементирования скважины относятся: работы по управлению скважиной в период ОЗЦ, проведение электрометрических работ, связанных с оценкой качества цементирования, обвязка устья скважины, испытание на герметичность оборудования устья скважины и обсадных колонн.