Технология и техника строительства эксплуатационной скважины №2105 на Верхнечонском НГКМ

172

21,57

33

-

ТБТ

46,33

127

141

8747

-

ЯСС 8"

187,33

175

5,47

810

-

ТБТ

192,8

127

225,28

13967

УБТ

418

170,9

55,64

8068

ТБТ

473

127

28,16

17459

Бур Труб

501

127

1720

76096

Забойный двигатель выбираем исходя из его технико-технологических характеристик: расхода жидкости, л/с; частоты вращения вала, об/мин; вращающего момента, Н^.м; перепада давления, МПа; габаритов, мм; масса, н.

ВЗД для данных условий бурения представлены в табл. 5.2.

Таблица 5.2

Тип двигателя	Расход воды, л/с	Частота вращения вала, об/мин	Крутящий момент, Н.м	Перепад давления, МПа	Габариты, м: диаметр длина	Масса, Н
Бурение под кондуктор 65-587 м.
А962	25 75	200-400 67-134	4520 12965	6-8	171,4 6,5	2270
Бурение под эксплуатационную колонну 587-1734м.
А675	30 37	273 500	1850 5210	6-8	244,5 8	7790



6. Крепление скважины обсадными колоннами

6.1 Расчет обсадных колонн

Расчет колонн производится согласно инструкции [7]

Условные обозначения, принятые в формулах:

Расстояние от устья скважины, м:
- до башмака колонны	L
- до уровня цементного раствора (в затрубном пространстве )	h
- до уровня жидкости в колонне	H
- до пласта в котором возможны нефтегазопроявления	l
- до верхнего конца i - й секции обсадной колонны	Li
- до рассчитываемого сечения	Z
Высота цементного стакана, м	hст
Длина i - секции обсадной колонны, м	li
Плотность, кг/:
- жидкости в зоне поглощений, проявлений	н
- бурового раствора	р
- жидкости в колонне при ремонтных работах, опрессовке	ж
- цементного раствора	ц
Давление, МПа:
- внутреннее на глубине Z	РВz
- наружное на глубине Z	PHz
- внутреннее избыточное на глубине Z	PВИz
- наружное избыточное на глубине Z	РНИz
- критическое избыточное наружное, при котором напряжение в теле трубы достигают предела текучести	PКР
- избыточное внутреннее, при котором напряжения в теле трубы достигают предела текучести	РТ
- пластовое на глубине Z	РПЛ
- минимальное давление опрессовки	РОП
Вес колонны, кН;
- вес 1 м i-й секции (теоретически)	qi
- общий вес подобранных секций	Q
Нагрузка, кН:
- страгивающая	PСТ
- допустимая осевая	[P]
Запас прочности при расчете на избыточное наружное давление	n1
Запас прочности при расчете на избыточное внутреннее давление	n2
Запас прочности при расчете на растяжение	n3
Коэффициент разгрузки цементного кольца	к

6.1.1 Направление

В связи с незначительной глубиной (65м) спуска направления расчет на прочность его не производится. Для направления принимаются трубы тип соединения ВТС диаметром 340 мм. Предусматривается применение труб группы прочности К с толщиной стенки 10 мм.

Вес колонны определяется по формуле:

, где: q - вес одного метра труб, q = 81 кг;

l - длина колонны, l = 13 м;

Отсюда: Q=0,08165=5,3т.

6.1.2 Кондуктор

Определение внутренних и наружных избыточных давлений, и построение эпюр определяется по следующей формуле:

,[7; стр.7]

где ;

Рпл - пластовое давление на глубине 587м.;

сж - плотность жидкости в стволе скважины, кг/;

g - 9,81м/;

L - расстояние от устья скважины до башмака кондуктора, м.;

Z - расстояние до башмака предыдущей колонны, м.;

Р_BZ - внутренние давление на глубине Z, м;

Z=0	Рy= 6,95 МПа
Z=587	РBZ= Рпл=5,1 МПа
Ропр=1,1Рy

где Р_опр - давление опрессовки;

Р_у - давление на устье.

Р_опр=1,16,95=7,6 МПа.

Так как Р_опр>7,6 МПа, то минимальное опрессовочное давление для колонны диаметром 245 мм, составляет 8 МПа.

Р_BZ= Р_опр+_жgZ, [7;стр.9]

где, Z - длина колонны, м.;

Z=0	РBZ= Ропр= 8 МПа
Z=587	РBZ= 8106+10009,8587=13,7 МПа;

При окончании эксплуатации.

Z=0	Ру= Рну-Pмин= 1,0 МПа;
Z=587	РBZ= Рпл= 5,1 МПа.

Определением наружные давления в период ввода скважины в эксплуатацию, по следующей формуле:

P_нz=,[7; стр.12] ;

где, к - коэффициент разгрузки цементного камня, к = 0,30[7; стр.15];

для Z=H_скв , м.;

сцр - плотность цементного раствора, кг/;

h1 - высота от устья до башмака направления, м.;

P_нz =9,81(185065+1850(587-65))(1-0,30)+0,305,1 =7,4 МПа.

При окончании эксплуатации:

P_нz=, [7; стр.12] ;

Z=587 РBZ= 9,81(185065)+(1850587)(1-0,30)+0,305,1=8,3МПа.

Построение эпюр избыточных давлений определяется по следующей формуле:

Наружные избыточные давления:

Z=0	Рнм=0
Z=587	Рнм=5,1-0=5,1 МПа.

Внутренние избыточные давления:

Z=0	Рнм=8-0=8 МПа;
Z=587	Рвм= 13,7-7,4=6,3 МПа.

По полученным данным строим эпюры наружных давлений рис. 6.1 и внутренних рис. 6.2:



Рисунок 6.1

Рисунок 6.2

Выбор и расчет обсадных труб кондуктора.

Выбор обсадной колонны производим из условия недопущения смятия и разрыва колонны, страгивания резьб при спуске.

Коэффициент запаса прочности в вертикальной скважине глубиной до 3000м. n=1,3 [7; стр.23]

Максимальное наружное избыточное давление Р_ни= 5,1 МПа, поэтому для первой секции выбираем трубы, имеющие:

P_кp1 Р_ни (n₁),[7; стр.19]

P_кp1 5,210⁶1,3=6,7 МПа.

Выбираем трубы диаметром 245мм., по ГОСТ 632-80 группой прочности «Е» и толщиной стенки =10,3 мм, имеющие следующие характеристики:

Р_кр=17,7 МПа, Р_т=39,4 МПа, Р_стр=2471 кН. q_т=0,532кН/м .[7; прил.2;3;4;12]

Проверяем трубы на прочность по следующим формулам:

; ; ; [7; стр.104-106]

где, Ркр - критическое давление для обсадных труб, МПа;

Рт - внутренние давления, при которых напряжения в теле трубы достигают предела текучести, МПа;

Рстр - растягивающие нагрузки, при которых напряжения в теле трубы достигают предела текучести, МПа;

Рни - максимальное наружное избыточное давление, МПа;

Рвм - максимальное внутреннее избыточное давление, МПа;

Q - вес колонны, кН;

; ;

;[7; стр.105];

где, q-теоретический вес 1м. колонны, кН;

L-длина колонны, м.;

кН; ;

И так окончательно выбираем трубы согласно ГОСТу-632-80, ОТТГ диаметром 245 мм, и толщиной стенки 10 мм.

Результаты расчетов приведены в табл. 6.1

Таблица 6.1

Номер секции	Длина колонны, м	Толщина стенки, мм	Группа прочности	Общий вес ОК, кН	n1	n2	n3
I	587	10,9	Е	0,532	3,4	6,2	8
Всего:	587			312,2

6.1.3 Расчет обсадной эксплуатационной колонны.

Определение внутренних и наружных избыточных давлений, и построение эпюр определяется по следующей формуле:

В период ввода скважины в эксплуатацию.

,[7; стр.7]

где ;

Рпл - пластовое давление на глубине 1734м.;

сж - плотность жидкости в стволе скважины, кг/;

g - 9,81м/;

L - расстояние от устья скважины до башмака кондуктора, м.;

Z - расстояние до башмака предыдущей колонны, м.;

Р_BZ - внутренние давление на глубине Z;

Р_BZ - внутренние давление на глубине Z;

Z=0	Рy= 17 МПа
Z=1734	РBZ= Рпл=11,2 МПа
Ропр=1,1Рy



где Р_опр - давление опрессовки;

Р_у - давление на устье.

Р_опр=1,117=18,1 МПа.

Так как Р_опр>18,1 МПа, то минимальное опрессовочное давление для колонны диаметром 178 мм составляет 18,1 МПа.

Р_BZ= Р_опр+_опgZ;[7;стр.9]

Z=0	РBZ= Ропр= 20 МПа
Z=1734	РBZ= 18106+10009,81734=35 МПа;

При окончании эксплуатации.

Z=0	Ру= Рну-Pмин= 1,0 МПа;
Z=1734	РBZ= Рпл= 17 МПа.

Определяем наружные давления в период ввода скважины в эксплуатацию по следующей формуле:

Р_пл=_б.р.gZ;[7;стр.10]

Z=0 P_нz=0

P_нz=;[7; стр.12]

где к - коэффициент разгрузки цементного камня, к = 0,25.

для Z=H_скв

P_нz =9,81(1850587+1850(1734-587))(1-0,25)+0,2511,2 =23,6Па.

При окончании эксплуатации



P_нz=;[7; стр.12]

Z=0	РНZ=0
Z=1734	РBZ= 9,81(1850587+(18501734))(1-0,25)+0,250= 31,6МПа.

Построение эпюр избыточных давлений.

Наружные избыточные давления:

Z=0	Рнм=0
Z=1734	Рнм=11,2МПа.

Внутренние избыточные давления:

Z=0	Рнм=18,1 МПа;
Z=1734	Рвм= 35-23,6=11,4МПа.

По полученным данным строим эпюры наружных давлений рис. 6.3 и внутренних рис. 6.4:

Рисунок 6.3



Рисунок 6.4

Выбор и расчет эксплуатационной колонны.

Выбор обсадной колонны производим из условия недопущения смятия и разрыва колонны при спуске. конструкция скважина бурение

Коэффициент запаса прочности в вертикальной скважине глубиной до 3000м. n=1,15 [7; стр.23]

Максимальное наружное избыточное давление Р_ни= 11,2 МПа, поэтому для первой секции выбираем трубы, имеющие:

P_кp1 Р_ни (n₁),[7; стр.19]

P_кp1 11,210⁶1,15=12,8 МПа.

Выбираем трубы диаметром 178мм., по ГОСТ 632-80 с группой прочности «Е» и толщиной стенки =9,2 мм, имеющие следующие характеристики:

Р_кр=37,2 МПа, Р_т=49,9 МПа, Р_стр=2686 кН. q_т=0,372кН/м.[7; прил.2;3;4;12]

Проверяем трубы на прочность:



; ; ; [7; стр.104-106]

где, Ркр - критическое давление для обсадных труб, МПа;

Рт - внутренние давления, при которых напряжения в теле трубы достигают предела текучести, МПа;

Рстр - растягивающие нагрузки, при которых напряжения в теле трубы достигают предела текучести, МПа;

Рни - максимальное наружное избыточное давление, МПа;

Рвм - максимальное внутреннее избыточное давление, МПа;

Q - вес колонны, кН;

; ;

;[7; стр.105];

где, q-теоретический вес 1м. колонны, кН;

L-длина колонны, м.;

; ;

И так окончательно выбираем трубы согласно ГОСТу-632-80, ВТС диаметром 178 мм, и толщиной стенки 9,2 мм.

Результаты расчетов приведены в табл. 6.2

Таблица 6.2

Номер секции	Длина колонны, м	Толщина стенки, мм	Группа прочности	Общий вес ОК, кН	n1	n2	n3
I	1734	9,2	Е	0,372	3,32	4,4	4,2
Всего:	1734			645



6.2 Технологическая оснастка обсадных колонн

Для обеспечения качественного спуска и цементирования обсадных колонн предусматривается оснастка обсадных колонн следующим набором специальных устройств:

Колонные башмаки предназначены для оборудования низа обсадных колонн с целью направления их по стволу скважины и защиты от повреждений при спуске колонны:

БК 340 - I шт. (вес 85 кг);

БК 245 - I шт. (вес 60 кг);

БК 178 - I шт. (вес 28 кг);

Цементировочные обратные клапаны для предотвращения поступления тампонажного раствора из кольцевого пространства скважины в колонну по окончании цементирования.

ЦКОД - 340-2 - I шт. (вес 77 кг);

ЦКОД - 245-2 - I шт. (вес 57 кг);

ЦКОД - 178-1 - I шт. (вес 25 кг);

Кольцо “стоп” предназначено для получения четкого сигнала об окончании продавливания тампонажного раствора при цементировании скважины.

340 мм - I шт. (вес 3,9 кг);

245 мм - I шт. (вес 2,48 кг);

178 мм - I шт. (вес 1,58 кг).

Центраторы пружинные предназначены для обеспечения концентричного размещения обсадной колонны в скважине, для создания вокруг колонны равномерной толщины цементную оболочку и изолировать друг от друга все проницаемые породы

ЦЦ - 324/394 18 шт. (вес одного 36 кг);

ЦЦ - 245/295-320-1 24 шт. (вес одного 17 кг);

ЦЦ - 178/216-245-1 32 шт. (вес одного 11 кг);

Количество центраторов и место их установки на колонне определяется по данным кавернометрии ствола скважины и с учетом накопленного опыта.

Муфта ступенчатого цементирования эксплуатационной обсадной колонны МСЦ1 - 168, вес 75 кг.

Разделительные цементировочные пробки типа ПП (верхняя) для разобщения тампонажного раствора от бурового и продавочной жидкости.

ПП - 168 1 шт. (вес 6 кг);

ПП - 324*351 1 шт. (вес 25 кг);

Уплотнители резьбовых соединений

лента ФУМ;

смазка Р-402, Р-416.

6.3 Подготовка ствола скважины и спуск обсадных колонн

Спуск обсадных колонн в совокупности производственных операций составляет первую и наиболее трудоемкую часть процесса крепления скважины.

До спуска обсадной колонны производим следующий комплекс подготовительных работ:

-произвести проверку расчетом на прочность колонны;

-составить план крепления;

-произвести геофизические исследования в скважине для выявления зон сужения, кавернообразования, обвалов с целью установления объема и технологии подготовительных работ и определения мест установки центраторов;

-произвести подготовку обсадных труб (визуальный осмотр, проверка овальности жесткими двойными шаблонами, маркировка и опрессовка 340, 245, 178 мм. обсадных труб, с укладкой их на стеллаж в порядке спуска в скважину), привезти специальную смазку для обеспечения герметичности резьбовых соединений при наиболее высоких температурах, возможных в скважине.

Проработка скважины должна быть произведена тем же способом и с аналогичной компоновкой низа бурильной колонны, которая применялась для последнего интервала скважины. Скважину проработать при непрерывной и равномерной подаче долота с механической скоростью, не превышающей 40 м/ч и режимом промывки, обеспечивающим такую же скорость восходящего потока бурового раствора, что и при бурении данного интервала. Если наблюдаются посадки или затяжки, ствол прорабатывают повторно с несколько меньшей скоростью.

Обсадные трубы 340 и 245 мм должны спускаться с применением клиновых захватов, а 178 мм. с применением клиньев ПКР. Обсадные трубы в процессе спуска повторно шаблонируются.

При спуске обсадной колонны необходимо производить восстановление циркуляции или промежуточные промывки ствола скважины, периодичность которых устанавливается для каждой конкретной колонны.

Резьбовое соединение считается удовлетворительно свинченным, если торец муфты будет совпадать с последней риской на трубе. Допустимые при этом отклонения составляют 2 нитки резьбы.

Резьбовое соединение труб в обязательном порядке необходимо докрепить машинными ключами с контролем усилий свинчивания манометром.

Наращиваемую обсадную трубу с введенным концом в муфту вначале следует вращать на весу, а затем плавно подавать вниз, контролируя правильность свинчивания витков.

Направление диаметром 340 мм.:

В связи с малой глубиной спуска (65 м) перед спуском, испытанием труб на герметичность и прочность гидроопрессовкой не производится.

Перед спуском трубы проверяются:

-по внутреннему диаметру - стандартным шаблоном;

-по резьбовым соединениям - стандартным калибром;

-по состоянию наружной поверхности тела «трубы» - визуально.

Первая нижняя труба, снизу оборудуется колонным башмаком типа БК-340. Колонный башмак и трубы дополнительно крепятся по резьбовым соединениям прерывистым электросварочным швом.

Цементирование направления производится прямым способом, через цементировочную головку.

Кондуктор диаметром 245 мм.:

Глубина спуска колонны - 587м. Кроме этого перед спуском трубы проверяются:

по внутреннему диаметру - стандартным шаблоном с наружным диаметром 220-225мм;

по резьбовым соединениям - стандартным калибром;

-по состоянию наружной поверхности тела «трубы» - визуально.

На первой нижней трубе снизу наворачивается колонный башмак типа БК-245 мм. В муфте первой трубы устанавливается кольцо «стоп». Резьбовые соединения колонного башмака и пяти первых труб дополнительно крепятся прерывистым электросварочным швом.

Эксплуатационная колонна Ш178мм.:

Перед спуском обсадные трубы проверяются по:

-по внутреннему диаметру - стандартным;

-по резьбовым соединениям - стандартным калибром;

-по состоянию наружной поверхности тела «трубы» - визуально;

При спуске все резьбовые соединения уплотняются смазкой Р-402. На первую трубу низа обсадной колонны наворачивается колонный башмак типа БК-178 и два обратных клапана ЦКОД -178-1. Для обеспечения качественного цементирования предусматривается в нижней части колонны центраторы типа ЦЦ-178/216-245-1.

После ОЗЦ, ОЦК и испытания на герметичность колонны, колонна устанавливается на нижнюю часть колонной головки ОКК1 - 21-178245ХЛ.

При спуске все резьбовые соединения уплотняются лентой ФУМ. На первую трубу колонны, снизу по порядку наворачивается обратный клапан ЦКОД-114-1 и колонный башмак типа БК-114 мм, снизу вверх устанавливаются центраторы типа ЦЦ-114/146-165-1.

Резьбовые соединения колонного башмака, обратных клапана и трех нижних труб дополнительно крепятся прерывистым электросварочным швом.



7. Цементирование скважины

7.1 Выбор способа цементирования

Применяем прямое одноступенчатое цементирование по всему интервалу скважины, цементируем до устья каждую колонну. Преимущество данного способа заключается в простоте и во многих случаях достаточной надежностью. Высота подъема ЦР в соответствии с ПБ [14; п. 2.7.4]

7.2 Выбор тампонажного материала и расчет цементирования скважины

Объем тампонажного раствора, необходимого для цементирования заданных интервалов скважины определяем по следующей формуле:

где - коэффициент резерва на высоте подъема цементного раствора, вводимый для компенсации факторов, которые не поддаются учету (определяют статистическим путем по данным цементирования предыдущих скважин);

и - соответственно средний диаметр скважины и наружный диаметр колонны в пределах нижнего участка, м;

- длина участка цементирования, м.

- внутренний диаметр колонны близ ее башмака, мм;

- высота (длина) цементного стакана, оставляемого в колонне+

Объем цементного раствора, необходимого для цементирования направления:

Исходные данные для расчета цементирования кондуктора 587м.:

Исходные данные для расчета цементирования эксплуатационной колонны 1734м.:

Выбор объема продавочной жидкости:

где - коэффициент запаса продавочной жидкости, учитывающий ее сжимаемость;

d - средний внутренний диаметр колонны, м.

Lc - глубина спуска колонны, м.

hc - высота цементного стакана, м.

Интервал 65м.:

Интервал 587м.:

Интервал 1734м.:

Выбор объема буферной жидкости:

Длина столба в заколонном пространстве принимается равной 150 - 200м, что оказывается вполне достаточным для обеспечения хорошего качественного цементирования. Для интервалов 587м. и 1734м примем =200м.:

Интервал 65м.:

Для данного интервала принимаем значение =65м.;

Интервал 587м.:

Интервал 1734м.:

Определение количества цемента и воды для затворения:

Количество цемента для приготовления 1 м³ цементного раствора определяется по следующей формуле:

где Р_цр - плотность цементного раствора, кг/м³;

Vцр-объем цементного раствора

В/Ц - водоцементное отношение.

Определение количества цемента для интервала 65м.;

Определение количества цемента для интервала 587м.;

Определение количества цемента для интервала 1734м.;

Объем воды, необходимый для затворения количества цемента интервала 65:

Объем воды, необходимый для затворения количества цемента интервала 587:

Объем воды, необходимый для затворения количества цемента интервала 1734:

Определение количества цементировочной техники:

Число смесительных машин для тампонажного материала:

где m_НАС - насыпная масса сухой тампонажной смеси, кг/м³;

V_БУНК - ёмкость бункера смесительной машины, м³.

Qтм - масса тампонажного материала

Цементный раствор (смесители 2МСН-20):

Производительность смесителя 2СМН - 20 по цементному раствору:

где Q_В - производительность водяного насоса, л/с.

Vцр- объем цементного раствора, ;

Mц- масса цемента, т.;

Определение для интервала 65м.:

Производительность смесителя 2СМН - 20 по цементному раствору:

Определение для интервала 587м.;



Производительность смесителя 2СМН - 20 по цементному раствору:

Определение для интервала 1734м.;

Производительность смесителя 2СМН - 20 по цементному раствору:

Для приготовления и закачки цементного раствора выбраны цементировочные агрегаты (ЦА - 320). Так как производительность смесителя по цементному раствору 23,6 л/с, а максимальная производительность ЦА - 320 - 14,5 л/с, то с каждым смесителем должно работать по два агрегата.

Определяем затраты времени на процесс цементирования:

где

-объем продавочной жидкости за минусом объема V необходимого для создания времени безопасности:

;V принимается 1-2

-производительность цементировочного агрегата, при которой достигается наиболее полное вытеснение БР цементом.

Определяется по формуле:

где

-скорость восходящего потока ЦР в затрубном пространстве. Обычно составляет 0,1-0,4

Для нашего примера и в дальнейших расчетах принимаем -0,4

=nQ/60;

Q=1,73

Для интервала 65м.:

=5-2=3

1,8*0,4=0,77

=11,73/60=1,73

19мин

Для интервала 587м.:

=23,7-2=21,7

1,8*0,4=0,197

=11,73/60=1,73

117мин
Для интервала 1734м. :

=35,4-2=33,4

1,8*0,4=0,05

=21,73/60=3,46

140мин

7.3 Выбор типа буферной жидкости

При цементировании обсадных колонн используются водные растворы с содержащие ПАВ и полимеры для лучшего удаления фильтрационной корки и остатков бурового раствора со стенок скважины в интервале продуктивного пласта. Данная буферная жидкость обладает большей вязкостью, чем буровой раствор, для лучшего его вытеснения. [3; стр.623]

7.4 Оценка качества цементирования скважины и испытание колонн на герметичность

Для определения надежности зацементированной обсадной колонны и затрубного зацементированного пространства их испытывают на герметичность. По ОЗЦ проводиться комплекс ГИС для оценки герметичности колонн и качества цементирования в затрубном пространстве. Герметичность проверяют путём опрессовки избыточным внутренним давлением. Эксплуатационная колонна и кондуктор опрессовываются на давление 16 МПа с выдержкой 30 минут, а также межколонное пространство на давление 4,5МПа с выдержкой 30 минут. Если это условие выполняется, колонны герметичны. При не герметичных колоннах выполняется технология восстановительного цементирования.



8. Обвязка устья скважины

8.1 Схема обвязки устья скважины при бурении, цементировании и испытании

Оборудование устья скважины приведено в табл. 8.1

Таблица 8.1

Обсадная колонна	Номер схемы обвязки ПВО	Давление опрессовки устьевого оборудования и ПВО, МПа	Типоразмер, шифра или название устанавливаемого устьевого и ПВО оборудования	ГОСТ, ОСТ, (РТУ, ТУ, МУ, и т.п наизготовление	Количество, шт.	Допусти- мое рабочее давление, МПа	Масса, т
Номер в порядке спуска	Название
			После уста- новки	Перед вскрытием напорного горизонта
а) при бурении
2	Кондуктор Ш 245мм	5	10	2,76		ОСТ-26-02-775-73	1	21	0.72
					ОП5-230х21	ГОСТ 13862-90	1	21	12,02
					ППГ-230х21 (трубные плашки 127 мм)	ГОСТ 13862-90	1	21	2,60
					ПК-230х21 (глухие плашки)		1	21
					ПК-230х21	ГОСТ 13862-90	1	21	3,03
					МПБ2-80х21	ГОСТ 13862-90	1	21	5.10
					ГУП-100 БР	ГОСТ 13862-90	1		0.92
					ГУЦ219-245x320	ГОСТ 13862-9	1	32	0,365
3	Эксплуатационная Ш 178 мм	5	10,5		ОКК1-21х178х245	ОСТ-26-02-775-73	1	21	0.72
					ОП5-230х21	ГОСТ 13862-90	1	21	12.05
					ППГ-230х21 (трубные плашки 127 мм)		1	21	2,60
					ППГ-230х21 (глухие плашки)	ГОСТ 13862-90	1	21
					ПК-230х21		1	21	3.03
					МПБ2-80х21	ГОСТ 13862-90	1	21	5,10
					ГУП-100 БР	ГОСТ 13862-90	1		0.92
4	Открытый ствол	5	26,9		ОКК1-21х178х245	ГОСТ 13846-74	1	21	0,72
					ОП5-230х21	ГОСТ 13862-90	1	21	12,05
					ППГ-230х21(трубные плашки 127 мм)	ГОСТ 13862-90	2	21	2,60
					ППГ-230х21 (глухие плашки)
					ПК-230х21	ГОСТ 13862-90	1	21	3,03
					МПБ2-80х21	ГОСТ 13862-90	1	21	5,10
					ГУП-100 БР	ГОСТ 13862-90	1		0.92
					ГУЦ178-194x320	ГОСТ 13862-9	1	32	0,325
б) при освоении
4	Открытый ствол	5			ОКК1-21х178х245	ГОСТ 13846-74	1	21	0,72
					АФК-6-65х21	ГОСТ 16350-80	1	21	1,16

8.2 Схема монтажа противовыбросового оборудования



9. Метод заканчивания скважины и вскрытие продуктивного горизонта

При вскрытии продуктивного пласта интервал буриться долотом Ш215,9мм., перед спуском производим промывку ствола, после чего спускаем эксплуатационную колонну и цементируем ее до устья.

Перед освоением производиться промывка скважины. Продуктивный горизонт эксплуатируется открытым стволом, т.к. породы пласта не склонны к осыпаниям. Вторичное вскрытие производиться при освоении скважины, осуществляется путем снижения забойного давления, и плотности БР. Величина плотности БР при вскрытии продуктивного горизонта соответствуют с ПБ [14; п.2.7.3] должна обеспечивать превышение забойного давления над пластовым не более 5 % и не должно превышать 3МПа.



10. Предупреждение и ликвидация осложнений и аварий при бурении и креплении скважины

Все аварии в бурении условно подразделяются на аварии с элементами бурильной колонны; прихваты бурильных и обсадных колонн; аварии с долотами; аварии из-за неудачного цементирования; аварии с забойными двигателями; аварии в результате падения в скважину посторонних предметов и прочие виды аварий.

Прихваты бурильных и обсадных колонн - непредвиденная потеря подвижности колонны труб из-за прилипания под действием перепада давления; заклинивания в желобах, в местах сужения ствола или посторонними предметами; в результате обвала или осыпания горных пород со стенок скважины или оседания шлама за счет нарушения режима промывки, а также из-за образования сальника на бурильной колонне.

Аварии с долотами - оставление в скважине долота, бурильной головки расширителя, а также их элементов и частей.

Аварии с обсадными колоннами и элементами их оснастки -аварии со спускаемыми, спущенными и зацементированными колоннами либо с их частями, вызванные разъединением их по резьбовым соединениям, обрывом по сварному шву и телу трубы, смятием или разрывом тела трубы, падением колонны или ее части, повреждением обсадных труб при разбуривании цементного стакана, стоп-кольца обратного клапана, направляющей пробки или неисправностью элементов оснастки низа обсадной колонны.

Аварии из-за неудачного цементирования - прихват затвердевшим цементным раствором колонны бурильных труб, отказ в работе и повреждение узлов подвески секции обсадной колонны, нарушающие процесс крепления и дальнейшую проводку скважины; оголение башмака, недоподъем в затрубном пространстве или оставление в колонне цементного раствора, для удаления которого требуются дополнительные работы по устранению нарушения, а также негерметичность отдельных труб обсадных и бурильных колонн, послужившая причиной некачественного цементирования.

Аварии с забойными двигателями - оставление турбобура, электробура, виброударника, винтового двигателя или их узлов в скважине вследствие поломок или разъединения с бурильной колонной.

Аварии в результате падения в скважину посторонних предметов - падение в скважину вкладышей ротора, роторных клиньев, вкладышей ключей АКБ, кувалд, ключей, ручных инструментов, приспособлений и их частей и других предметов, с помощью которых велись работы на устье скважины или над ним.

Предупреждение аварий - это прежде всего строгое выполнение технико-технологических требований, изложенных в проекте на строительство скважины, а также соблюдение требований инструкций и руководящих документов, обязательных для данного района и выработанных на основании фактического опыта бурения на данной и соседних площадях.

В каждом буровом предприятии на основе действующих общесоюзных инструкций по предупреждению и ликвидации аварий, специфических особенностей работ в данном регионе и с учетом передового опыта разрабатываются мероприятия по предупреждению аварий.

Для предупреждения аварий при спуске бурильной колонны запрещается: крепить долото при помощи ротора; применять цепные ключи для свинчивания труб (при помощи катушки буровой лебедки); свинчивать трубы пеньковым или стальным канатом при помощи катушки без использования кругового ключа или канатодержателя.

Перед свинчиванием труб замковую резьбу следует очистить и смазать специальной смазкой. Все резьбовые соединения УБТ и замковые соединения при спуске желательно докреплять с моментами затяжки.

В процессе бурения скважин возникают различные осложнения: поглощения буровых и тампонажных растворов, газонефтеводо-проявления, осыпи и обвалы, сужение ствола скважины, затяжки, посадки и прихваты бурильных труб.

Поглощение буровых и тампонажных растворов может быть вызвано наличием в горных породах каналов (например, трещин, пустот, каверн) и гидравлического разрыва пласта при значительном превышении гидростатического давления над пластовым.

Физико-химическая колъматация наряду с предупреждением поглощений при бурении позволяет следующее: изолировать водоносные пласты в продуктивной толще; снижать вероятность прихвата из-за перепада давления; обеспечивать большую глубину вскрытия массивной газовой залежи и условия цементирования обсадной колонны без поглощения.

Закачивать тампонажную смесь в зону поглощения по стволу скважины рекомендуется в следующих случаях: интенсивность поглощения не менее 30 м³/ч; зона поглощения расположена на глубине h < 2000 м, а выше нет высокопроницаемых пластов; необсаженный ствол скважины сложен устойчивыми породами.

Флюидопроявления могут возникнуть в следующих случаях: при вскрытии объектов (пластовых жидкостей и газов) с высоким относительным давлением; когда давление в пласте больше давления, создаваемого столбом бурового раствора; когда давление на забой понижается при поглощении бурового раствора или во время быстрого подъема бурильной колонны при отсутствии циркуляции.

Объем бурового раствора для долива в скважину определяется исходя из объема поднятых труб с учетом объемов разлитого при подъеме раствора и налипшего на стенках труб.

Во избежание ГНВП необходимо постоянно проверять качество бурового раствора, выходящего из скважины.

Осыпи и обвалы, сужение ствола скважины наиболее распространенное осложнение при бурении.

Нарушение целостности стенок скважины может происходить по следующим причинам:

-влияние напряженного состояния за счет действия веса вышезалегающих горных пород;

-изменение формы и объема глиносодержащих отложений за счет набухания при контакте с водной фазой промывочных жидкостей;

-увеличения водонасыщенности горных пород, слагающих стенки скважины за счет осмотических перетоков водной фазы промывочных жидкостей;

Горная порода, подверженная обваливанию, находится в состоянии всестороннего сжатия.

Желобообразование может происходить при прохождении любых пород, кроме очень крепких. Основные причины этого осложнения: резкие перегибы ствола скважины и большой вес единицы длины бурильной колонны. Процесс желобообразования ускоряется при пространственном искривлении ствола и чередовании каверн и участков ствола с номинальным диаметром.



11. Специальная часть проекта. Причины и способы ликвидации прихватов бурильной колонны

11.1 Разновидности прихватов

Собственно прихват это потеря подвижности бурильной или обсадной колоны при подъеме с технически допустимыми нагрузками которые зависят, от прочности труб, от грузоподъемности подъемного оборудования, вышки или мачты. Прихвату могут предшествуют затяжки и посадки инструмента.

Затяжки - существенное повышение нагрузки на крюке относительно веса инструмента при его подъеме.

Посадки - существенное снижение нагрузки на крюке при спуске инструмента.

Одна из разновидностей прихватов - заклинивание инструмента, которому предшествует подклинивание.

Заклинивание - жесткое сопротивление продольным перемещениям и вращению инструмента.

Подклинивание - возрастание усилий продольным перемещениям и вращению относительно нормальному процессу бурения.

Прихваты - самые распространенные аварии. По статистике они составляют 37% от общего числа аварий, а затраты времени на их ликвидацию составляют практически половину от времени на ликвидацию всех аварий.

В зависимости от причин возникновения все прихваты можно подразделить на следующие виды:

- дифференциальные прихваты (прилипания);

- прихваты в результате осыпей и обвалов со стенок скважины;

- прихваты сальниками;

- заклинивание инструмента.

Дифференциальные прихваты.

Такие прихваты возникают вследствие:

- большой разности между гидростатическим давлением в скважине и пластовым давлением в интервалах проницаемых пород;

- толстой глинистой корки;

- оставления колонны в неподвижном состоянии в открытом стволе.

Признаки прилипания следующие:

- увеличение сил осевого перемещения колонны труб;

- увеличение крутящего момента на роторе;

- циркуляция бурового раствора при этом сохраняется и давление его не изменяется, что является существенным отличительным признаком.

Величина прижимающей силы с течением времени возрастает, так как увеличивается толщина глинистой корки. Отсюда эффективность ликвидации прихвата зависит от времени. Чем раньше начата ликвидация, тем больше вероятность освобождения инструмента.

Методы предотвращения прилипаний следуют из анализа формулы для расчета прижимающей силы. Так как пластовое давление и толщину проницаемого пласта изменить нельзя, то:

- следует уменьшить гидростатическое давление в скважине путем снижения плотности бурового раствора, или понижением его уровня в скважине, но не допустить при этом проявлений;

- уменьшить толщину глинистой корки путем снижения содержания твердой фазы в растворе и уменьшить его водоотдачу;

- уменьшить коэффициент трения путем ввода в раствор смазывающих добавок;

- уменьшить площадь контакта колонны бурильных труб со стенкой скважины путем включения в КНБК УБТ со спиральными канавками, квадратных УБТ, промежуточных опор, стабилизаторов, уменьшить диаметр УБТ;

- не оставлять колонну без движения в открытом стволе, так как с течением времени прижимающая сила возрастает

Прихваты обвалившейся породой

Это достаточно распространенный вид прихватов. Причины, признаки и предупреждение обвалов подробно рассматривались ранее, поэтому отметим только основные моменты.

Основные причины осыпей и обвалов следующие:

- изменение напряженного состояния горных пород после вскрытия их скважиной;

- различные виды взаимодействия горных пород и бурового раствора;

- резкие колебания давления раствора;

- динамическое воздействие колонны бурильных труб на стенки скважины.

Признаками осыпей и обвалов являются:

- большое количество шлама, особенно остроконечного, выходящего из скважины;

- инструмент не доходит до забоя после спуска.

Мероприятия по предупреждению обвалов сводятся к следующим:

- повышение плотности бурового раствора;

- повышение качества раствора, особенно за счет снижения водоотдачи;

- ограничение скорости спуско_подъемных операций колонны бурильных труб;

- долив скважины при подъеме инструмента;

- снижение колебаний колонны бурильных труб.

Прихваты сальниками

Сальники представляют собой смесь вязкой глинистой массы с частицами выбуренной породы, отложенной на колонне бурильных труб, особенно в местах изменения наружного диаметра - над долотом, над забойным двигателем, над УБТ, у переводников, замков, калибраторов, центраторов, стабилизаторов, промежуточных опор, протекторов.

Причины сальникообразования следующие:

- низкое качество бурового раствора;

- низкая скорость восходящего потока раствора;

- плохая очистка раствора;

- большая разница в диаметрах элементов бурильной колонны;

- нарушение герметичности колонны;

- наличие каверн в стенках скважины.

Сальники могут образовываться в процессе спуска инструмента за счет сдирание глинистой корки со стенок скважины, а также при длительных остановках и расхаживании инструмента при этом.

Признаками сальникообразования является:

- падения механической скорости бурения при неотработанном долоте вследствие «зависания» инструмента;

- затяжки при отрыве инструмента от забоя, посадки при спуске;

- увеличение крутящего момента на роторе;

- возрастание давления бурового раствора при его циркуляции.

При нарушении герметичности колонны (промыве резьбы) давление на стояке наоборот снижается, при этом может понизиться и температура выходящего из скважины раствора.

Для предотвращения образования сальников необходимо:

- составлять КНБК с минимально необходимым количеством элементов, изменяющих ее сечение;

- производить качественную очистку бурового раствора и постоянный контроль за всеми ступенями его очистки;

- не допускать накопление осадка в приемных емкостях;

- при механической скорости бурения менее 10 м/час прорабатывать скважину на длину квадрата через 1 час со скоростью до 5 м/мин, при большей механической скорости проработку производить перед наращиванием инструмента;

- при появлении затяжек и повышении давления раствора скважину прорабатывать на длину квадрата до исчезновения признаков;

- перед наращиванием инструмента производить промывку скважины до выравнивания раствора.

- после спуска инструмента проработать призабойную зону на 10_15 м со скоростью до 3 м/мин, производить отрывы долота от забоя на 10-15 м через 10-15 мин;

- после простоя с расхаживанием проработать скважину так же, как и после спуска инструмента.

При проявлении признаков сальникообразования необходимо:

- прекратить бурение и многократно проработать призабойную зону до устранения вышеперечисленных признаков;

- проверить качество раствора, привести его параметры в соответствие с ГТН;

- при затяжках при подъеме инструмента натяжение колонны сверх собственного веса возможно не более 50 кН каждый раз, если инструмент опускается вниз (сбивается на майна), максимальное натяжение сверх собственного веса до 200 кН.

Заклинивание инструмента

Этот вид прихватов происходит:

- в местах сужения ствола;

- шламом;

- кусками породы, сбитыми со стенок скважины;

- посторонними предметами;

- в желобных выработках.

Заклинивание в местах сужения ствола

Причинами сужения ствола являются:

- отложение толстой корки в проницаемых породах;

- сработка долот по диаметру;

- выпучивание пластичных горных пород в скважину.

Признаками сужения ствола по первой и последней причинам являются:

- посадки при спуске инструмента после длительных остановок;

- затяжки на некотором расстоянии от забоя при подъеме инструмента после длительного пребывания его на забое;

- при проработках ствола выносится в основном не шлам, а скоагулированный раствор, глинистая корка.

Для предупреждения сужений ствола необходимо:

- снизить водоотдачу и содержание твердой фазы раствора;

- увеличить его плотность, но осторожно, ступенчато во избежание гидроразрыва пород;

- провести те же мероприятия, что и для предупреждения сальникообразования.

Зачастую происходит заклинивание новых алмазных долот в результате «потери» диаметра скважины. Для предотвращения этого уже при появлении даже небольших посадок, необходимо проработать эту зону на длину квадрата. Сработка алмазного долота по диаметру допускается до 4 мм.

Заклинивание шламом

Этот вид прихватов происходит при:

- низком качестве раствора и плохой его очистке;

- недостаточной скорости восходящего потока бурового раствора;

- промыве резьб бурильной колонны;

- неполадках в работе насоса;

- флокуляции утяжелителя (барита).

Основные признаки скопления шлама в скважине следующие:

- малое количество шлама на выбросите в процессе бурения;

- недохождение инструмента до забоя после спуска (шламовая подушка).

К основным мероприятиям по предупреждению таких прихватов относятся:

- промывка скважины перед подъемом инструмента до выравнивания раствора;

- проработка скважины после спуска инструмента;

- применение качественного раствора;

- контроль за резьбовыми соединениями.

Особенно часто прихваты шламом происходят при постановке инструмента на забой в шламовую подушку без промывки и на большой скорости спуска. Шлам сразу же «засасывает» инструмент, и ликвидация таких прихватов весьма затруднительна. Для их предупреждения постановку инструмента на забой необходимо производить с промывкой, вращением и на малой скорости.

Заклинивание кусками породы и посторонними предметами

Такие прихваты происходят при спуске инструмента с большой скоростью в интервалах интенсивного искривления ствола и перемятых породах. Куски породы сбиваются замками, и падая вниз, заклинивают УБТ, забойный двигатель, долото. Для предупреждения таких заклиниваний необходимо снизить скорость спуско_подъемных операций и колебания бурильной колонны в процессе бурения.

Заклинивание инструмента может произойти в результате падения в скважину посторонних предметов (ключи, сухари, челюсти, пальцы, молотки, кувалды, ломы и т.д.). Для предупреждения этого необходимо закрывать устье скважины.

Заклинивание в желобных выработках

Желоба образуется в местах перегиба искривленного ствола, особенно на лежачей стенке. В поперечном сечении размер желоба равен диаметру замка, а глубина его доходит до нескольких десятков см. Особенно интенсивно желоба образуется в мягких породах при роторном способе бурения.

Признаками желобообразования являются:

- увеличение со временем нагрузки на крюке при подъеме инструмента при одном и том его весе (одной и той же длине);

- постепенное уменьшение нагрузки на крюке при спуске инструмента в одном и том же интервале;

- значительное изменение нагрузки на крюке при подъеме при изменении диаметра бурильной колонны в интервале возможного желобообразования.

Мероприятия по предупреждению желобообразования следующие:

- соответствие интенсивности искривления проходимым п...