Технологическим обоснованием ограничения скоростей спуска обсадных колонн служит то обстоятельство, что при движении колонны повышается роль всякого рода неровностей ствола скважины, которые являются возможным источником образования сальников и закупорки затрубного пространства, а также причиной глубокого внедрения колонны в стенку скважины и остановки процесса спуска. При этом с ростом диаметра колонны следует уменьшить скорость ее спуска.

Исходя из практического опыта, можно принять в качестве верхней границы средней скорости спуска, следующие значения VT (м/с).

Кондуктор............................................ 0,5

Промежуточная колонна.................... 0,8

Эксплуатационная колонна................. 1,0

2.2 Обоснование режима спуска эксплуатационной колонны

Спуск колонны будет осуществляться с применением клиновых захватов или спайдеров, в том числе спайдера - элеватора на крюке талевой системы.

Допускается применение элеваторов в начале спуска до достижения массы колонны (с учетом облегчения ее в буровом растворе), соответствующей коэффициенту запаса прочности на страгивание (растяжение) верхних резьбовых соединений не менее 1,5.

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, оборудованные моментомером с показывающим и записывающим устройствами.

Допускается закрепление машинными ключами резьбовых соединений труб кондукторов и промежуточных колонн, после которых не ожидается вскрытие газовых и газоконденсатных пластов, а также нефтяных пластов с АВПД.

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

При ненормальном свинчивании трубу следует отсоединить и забраковать.

Перед подачей на мостки буровой предохранительные кольца на ниппелях 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.

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

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

Центраторы, турболизаторы и скребки необходимо одевать и закреплять на трубах, на мостках буровой перед затаскиванием труб.

Спуск обсадной колонны необходимо осуществлять со скоростью, рассчитанной поинтервально в соответствии с РД 39 - 00147001 - 767 -2000.

Максимально допустимая скорость спуска обсадной колонны [V]i из условия предотвращения поглощения бурового раствора и непревышения репрессии на продуктивные пласты, имеющей место при их вскрытии и углублении скважины, вычисляется по формуле:

где [P]i - допустимое давление на рассматриваемый пласт, МПа; принимается равным величине максимального гидравлического давления, имевшего при последних долблениях;

PRI - гидростатическое давление на рассматриваемый пласт, МПа, при последних долблениях;

Ii - длины участков спущенной части колонны до подошвы рассматриваемого пласта с одинаковыми для данного участка Di и di м; спущенная ниже кровли пласта часть колонны, не учитывается;

di и Di - соответственно диаметр обсадной колонны, в том числе бурильных труб, на которых спускается секциями потайная колонна, и средневзвешенный на длине Ii, диаметр ствола скважины, м;

рб - плотность бурового раствора в скважине, кг/м3 ;

£ - коэффициент гидравлических сопротивлений; рассчитывается для измеренных реологических параметров бурового раствора по известным зависимостям; при отсутствии данных принимается равным 0,055.

Выбор скорости спуска обсадной колонны осуществляется дифференцированно в зависимости от длины спущенной части колонны относительно рассматриваемого пласта в следующем порядке.

Исходя из условия безопасного спуска, примем скорость спуска, равную 0,5-1,0 м/с.

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

После окончания допуска колонны, в том числе оборудованной устройством для ступенчатого цементирования, до проектной глубины необходимо сбросить в обсадные трубы запорный шар обратного клапана.

2.3 Расчет допустимой глубины опорожнения колонны

Спуск колонны с заранее помещенным шаром или преждевременное сбрасывание его в трубы запрещается без крайней необходимости.

При вынужденном спуске (допуске) колонны без самозаполнения необходимо осуществлять периодический долив колонны с обеспечением четырехкратного запаса прочности порциями бурового раствора V, м3 , определяемыми из выражения

м3

где d - внутренний диаметр доливаемых обсадных или бурильных труб, м;

Р - меньшая из двух величин, давление смятия обсадных труб или паспортный допустимый перепад давления на обратный клапан, МПа;

р - плотность бурового раствора, кг/м3

g - ускорение свободного падения, м/с2

Долив колонны осуществляется через L, м, спущенных труб

м

Колонну следует доливать через каждые 650 м.

2.4 Оснастка обсадных колонн

Кондуктор диаметром 426 мм

Кондуктор спускается на глубину 30 м в одну секцию. Низ кондуктора оборудуется стальным башмаком с цементной направляющей пробкой БКМ 426. На 10 м от башмака устанавливается ЦКОД - 426 - 2, он же является и «стоп» кольцом.

Первая промежуточная колонна диаметром 299 мм Спускается на глубину 1010 м в одну секцию. Низ секции оборудуется стальным башмаком с цементной направляющей пробкой БКМ 324. На 20 м от башмака устанавливается ЦКОД-324-2, он же является и «стоп» кольцом. Пружинные центраторы ЦЦ-324/394-1 установить на глубинах: 10 м, 50 м, 100 м, далее через 50 м - 25 центраторов, выше башмака через 20 м - 3 центратора. Общее количество центраторов - 31 шт.

Вторая промежуточная колонна диаметром 219x245 мм

Спускается на глубину 3835 м в две секции.

Первая секция длиной 1480 м устанавливается в интервале 3835 – 2355м. Низ секции оборудуется стальным башмаком с чугунной направляющей пробкой БП-219. На 20 м от башмака устанавливается ЦКОД-219-2, он же является и «стоп» кольцом. Пружинные центраторы ЦЦ-219/270-1 установить через 25 м. Общее количество пружинных центраторов - 59 шт. Секция спускается при помощи левого разъединителя РРГ-219.

Вторая секция длиной 2355м устанавливается в интервале2355- 0 м. Низ секции оборудуется стыковочным башмаком от РРГ-219. ЦКОД-219-2 устанавливается на 20 м от башмака, он же является и «стоп» кольцом. Пружинные центраторы ЦЦ-219/270-1 установить через 25 м в интервале 2650-1250 М, а В интервале 0-1250 м через 45 м. Муфту ступенчатого цементирования МСЦ 1-245 установить на глубине 1200 м. По одному пружинному центратору на трубу выше и ниже МСЦ 1—245. Всего пружинных центраторов 84 шт.

Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм

Спускается на глубину 4100 м.

Низ колонны оборудуется стальным башмаком с чугунной направляющей пробкой - БП-219. На 30 м от башмака устанавливается ЦКОД-140-1, он же является и «стоп» кольцом. Пружинные центраторы ЦЦ-140/191-1 установить через 25 м в интервале 4100-3835 м, а в интервале 3835-^00 м - через 45 м. Общее количество пружинных центраторов - 45шт.

2.5 Цементирование обсадной колонны

Цементирование обсадных колонн является одним из важнейших процессов при проходке нефтяных и газовых скважин.

Чтобы предохранить стенки скважины от обрушения пород, предупредить возможность сообщения продуктивных и водоносных пластов между собой и чтобы создать канал, по которому нефть или газ могли бы подниматься с забоя до устья скважины без потерь, необходимо крепить ствол.

Скважину крепят металлическими трубами, называемыми обсадными. Но при креплении их только обсадными трубами не получают надежной изоляции пластов и эти пласты не разобщаются. Для их разобщения необходимо в затрубное пространство между обсадными трубами и стенками скважины закачать цементный раствор.

После определенного срока твердения (ОЗЦ) цементный раствор, превратившись в цементный камень, разобщает водоносные, нефтеносные и газоносные пласты в интервале подъема цементного раствора.

Перед проведением цементирования обсадных колонн определяют необходимую высоту подъема тампонажного раствора за колонной с учетом требований охраны недр; выбирают способ цементирования и тампонажные материалы в зависимости от геологических и физико-химических условий.

В настоящее время существуют несколько способов цементирования. К ним относятся: одно и двухступенчатое цементирование, манжетное цементирование, цементирование под давлением, цементирование хвостовиков.

Процесс одноступенчатого цементирования заключается в следующем. После того как обсадная колонна спущена, скважину подготавливают к цементированию, промывая ее после спуска обсадной колонны труб.

Двухступенчатое цементирование скважин рекомендуется применять в следующих случаях: если возникают трудности технического порядка, не позволяющие поднять уровень цементного раствора; на забое высокая температура. При нормальном цементировании ствола скважины может возникнуть опасность цементирования малодебитных или сильно дренированных пластов. В этом случае нижняя часть эксплуатационной колонны, в пределах нефтеносного и газоносного пласта составляется из перфорированных труб - фильтра, т.е. производится манжетное цементирование скважин.

Манжета представляет собой воронку, изготовленную из эластичного материала (брезента, кожи и т.п.), высотой 60-70 см, причем верхний диаметр манжеты несколько больше диаметра скважины

РАЗДЕЛ 3. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.

3.1. Исходные данные для расчета стоимости строительства 1м скважины

3.2 Расчет затрат для определения сметной стоимости (цены) строительства 1м. скважины

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11