Заканчивание скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

Заканчивание скважин является наиболее важным и экономически значимым этапом при строительстве скважин. Промысловая практика убедительно свидетельствует, что качество выполнения работ этого этапа, начиная от вскрытия продуктивного пласта бурением и заканчивая вызовом притока, оказывает непосредственное влияние на достижение скважиной потенциально возможных дебитов нефти, газа и газового конденсата, ее эксплуатационную надежность и срок эффективной эксплуатации.

Под заканчиванием скважин будем понимать комплекс технологических процессов от начала вскрытия продуктивных пластов бурение до окончания их освоения как промышленного объекта.

Этот комплекс включает:

- первичное вскрытие продуктивных пластов посредством бурения ствола;

- испытание пластов в период бурения;

- крепление ствола скважины и разобщение пластов обсадными трубами и тампонажными материалами;

- создание фильтра между продуктивными пластами и скважиной;

- вторичное вскрытие продуктивных пластов перфорацией;

- вызов притока флюида из продуктивных пластов;

- исследование эксплуатационных характеристик продуктивных пластов.

Эти процессы включают в себя многочисленные операции как систематически применяемые при бурении (спуск-подъём бурильного инструмента, промывка и углубление ствола скважины, регулирование свойств технологических растворов и др.), так и специфические (спуск эксплуатационной колонны, сооружение фильтра, приготовление специальных тампонажных или других технологических растворов, цементирование эксплуатационных колонн, перфорация обсадных труб и цементной оболочки за ним, испытание продуктивных пластов специальными устройствами - пластоиспытателями, уменьшение гидростатического давления столба жидкости в скважине с целью вызова притока пластового флюида и т.д.).

Такое многообразие специальных технологических операций требует особого подхода к изучению круга проблем и вопросов, охватываемых термином «заканчивание скважин».

При строительстве скважин на месторождениях Компании "Татнефть" крепление обсадных колонн осуществляется с использованием современного цементировочного комплекса, способного выполнять работы в автоматическом режиме.

В состав цементировочного комплекса входят 5 единиц специализированной техники: двухнасосный цементировочный агрегат УНБC2 600x70, передвижной цементный склад ЦТ-40-М2-01, два цементовоза ЦТ-25-М03 и станция контроля цементирования СКЦС-01.

Высокая производительность цементировочного комплекса в процессе приготовления тампонажного раствора и закачки его в скважину позволяет создать в затрубном пространстве скважины турбулентный режим течения жидкости, что дает равномерное и полное замещение бурового раствора тампонажным.

Оптимизация времени цементирования обсадной колонны также достигается за счет высокой производительности смесительного устройства с последующей закачкой в скважину приготовленного тампонажного раствора высокопроизводительными плунжерными насосами НТП - 727.

1. ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ О ГЕОЛОГИЧЕСКОМ СТРОЕНИИ, ГАЗОНЕФТЕВОДОНОСНОСТИ ПЛОЩАДИ, СТЕПЕНИ ЕЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ ИЗУЧЕННОСТИ, ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ БУРЕНИЯ И УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ

1.1 Характеристика проектной скважины

Таблица 1.1.1 Характеристика проектной скважины

№ п/п	Исходные данные	Расшифровка	Единицы измерения	Интервалы, м
				от	До
1.	Месторождение	Ромашкинское
2.	Площадь	Урочинская		0	1768
3.	Цель бурения	Эксплуатация
4.	Проектная глубина по вертикали	Н	м	0	1739
5.	Диаметр эксплуатационной колонны	Dэ.к.	м	0,146
6.	Характеристика геологического разреза	Литолого-стратиграфическая характеристика разреза, Физико-механические свойства пород, Возможные осложнения
7.	Интервал кровли продуктивного горизонта по вертикали	Нк	м	1677
8.	Способ вскрытия продуктивного пласта			Роторным способом или ГЗД
9.	Пластовые давления по разрезу	Рпл	МПа	17,5
10.	Давления гидроразрыва	Ргр	МПа	-
11.	Вид профиля			Наклонно-направленный
12.	Альтитуда	Аlt	м	207
13.	Смещение	А	м	277
14.	Азимут бурения	Аз	Град	31 град 30 мин
15.	Радиус круга	R	м	30

1.2 Литология и стратиграфия пород

В разделе дается описание литологического состава горных пород, слагающих разрыв скважины, приводится их возраст, интервалы залегания.

Таблица 1.2.1 - Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважин

Стратиграфическое подразделение	Интервал залегания пород, м	Литологический состав пород	Крепость пород	Плотность пород, кг/м3
Четвертичный	0-10	суглинки	Мягкие	1800
Казанский	10-63	песчаники, глины	Средние	2200
Уфимский	63-188	песчаники, глины	Средние	2200
Артинский	188-301	известняки	Твердые	2400
Верхний карбон	301-406	известняки	Твердые	2500
Мячковский	406-508	известняки	Твердые	2600
Подольский	508-635	известняки	Крепкие	2590
Каширский	635-665	доломиты	Крепкие	2590
Верейский	665-703	аргелиты	Средние	2400
Башкирский	703-727	доломиты	Твердые	2500
Серпуховский+ Окский	727-980	доломиты	Твердые	2500
Тульский	980-1016	доломиты	Твердые	2500
Бобриковский	1016-1037	песчаники, глины	Средние	2400
Турнейский	1037-1160	песчаники, глины	Средние	2400
Фаменский	1160-1246	доломиты	Твердые	2500
В.Франский	1246-1485	доломиты	Твердые	2500
Мендымские слои	1485-1544	доломиты	Крепкие	2600
Доманиковские слои	1544-1630	доломиты	Крепкие	2600
Саргаевские слои	1630-1705	доломиты	Средние	2480
Пашийский	1705-1768	Песчаники н/н	средние	2480
Стратиграфическое подразделение	Интервал залегания пород, м	Литологический состав пород	Крепость пород	Плотность пород, кг/м3
Четвертичный	0-10	суглинки	мягкие	1800
Казанский	10-63	песчаники, глины	средние	2200

1.3 Осложнения в процессе бурения скважин

Таблица 1.3.1 - Осыпи и обвалы стенок скважины

Стратиграфический горизонт Четвертичный	Глубина кровли по стволу, м	Возможные осложнения 1,3	Коэффициент ковернозности Четвертичный	Стратиграфический Горизонт
	0	Осыпи, обвалы
Казанский	10	Поглощения, ПУХ	1,3	Казанский Уфимский Кунгурский+Артинский Верхний карбон Мячковский Подольский	под направление-2,0 под кондуктор-1,5 под эксплуатационную колонну-1,3 под хвостовик-1,3
Уфимский	63	Поглощения	1,3
Кунгурский+Артински	188	Поглощения	1,1
Верхний карбон	301	-	-
Мячковский	406	-	-
Подольский	508	-	-

1.4 Нефтеносность

На Павловской площади промышленно-нефтяные залежи нефти имеются в отложениях бобриковского горизонта.

В пашийском ярусе нефтенасыщен весь разрез. Все горные породы по твердости и по пределу текучести подразделяются на высокопластичные, пластично-хрупкие и хрупкие.

К категории высокопластичных относятся: глины, аргиллиты, наиболее пористые алевролиты, песчаники и известняки.

К пластично-хрупким относятся алевролиты, песчаники, ангидриты, доломиты.

1.5 Состав нефти

В приведенном геологическом разрезе плотность нефти колеблется от 805 до 920 кг/м³. Наибольшую плотность имеет нефть пашийского горизонта с содержанием 3,4% по весу.

1.6 Водоносность

Воды четвертичных отложений - пресные обладают незначительным удельным весом, относятся к группе гидрокарбонатных.

Воды В. Франского горизонта хлоридно-натриевого состава. Удельный вес от 1,02 до 1,14 г/см³. Содержание йода колеблется в пределах 1-8,5 мг/л, брома 6-223 мг/л, аммония 10-118 мг/л. Минерализация от 20 до 184 г/л.

Воды Доманиковского яруса - по составу хлоридно-натриевые, удельный вес 1,16-1,18 г/см³, минерализация 240-265 г/л.

2. ПРОЕКТИРОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ

Конструкция скважины должна обеспечивать высокое качество строительства скважины как долговременно эксплуатируемого сложного нефтепромыслового объекта, создать условия для снижения затрат времени и материально-технических средств на бурение, предотвратить аварии и осложнения в процессе бурения.

Составим предварительный вариант конструкции скважины, предусматривая перекрытия каждой из трех зон с несовместимыми условиями бурения отдельной обсадной колонны.

Башмаки колонн устанавливаем в непроницаемых устойчивых породах. Для крепления верхнего интервала, сложенного неустойчивыми, рыхлыми, сыпучими породами четвертичных отложений (0-10м.), и предотвращая размыва устья скважины спускается 324мм колонна. Затрубное пространство заливается цементным раствором до устья скважины.

С целью перекрытия неустойчивых пород казанского яруса(10-63м.), уфимского яруса (63-188м.), а также поглощающих горизонтов, приуроченных к кунгурскому ярусу, предусматривается спуск кондуктора 245мм на глубину 280м. Цемент за колонной поднимается до устья.

Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм спускается на глубину 1768м высота подъема цемента за колонной предусматривается до устья.

Замеры пластового давления и давления гидроразрыва осуществляются лишь в отдельных точках. В задании даны замеры лишь одной точки. При проведении расчетов принимаются, что относительные давления в пределах пласта постоянные, т.е.

(3.1)

(3.2)

где Р_пл - относительное пластовое давление; Р_гр - относительное давление гидроразрыва; Р_в - давление столба воды на глубине замера соответствующих давлений.

Если отсутствуют данные о давлениях гидроразрыва, то в исключительных случаях его можно определить по формуле:

Р_гр=0,0083Н+0,66Р_пл (3.3)

где Н - глубина определения давления гидроразрыва; - пластовое давление на глубине определения давления гидроразрыва.

(3.4)

(3.5)

где - плотность воды, принимаем ; g - ускорение свободного падения, ; z - глубина бурения по вертикали, на которой произведен замер соответствующего давления.

Определяем давление гидроразрыва:

Интервал 0- 40 м.

Ргр=0,0083*40+0,66*0,4=0,596 Мпа

Интервал 40-280м.

Ргр=0,0083*280+0,66*2,6=4,04Мпа

Интервал 280-1140м.

Ргр=0,0083*1140+0,66*10,8=16,66Мпа

Интервал 1140-1647м.

Ргр=0,0083*1647+0,66*16,1=23,8Мпа

Интервал 1647-1739м.

Ргр=0,0083*1739+0,66*16,3=25,92Мпа

Относительное пластовое давление

Относительное давление гидроразрыва

Пласты совместимы для бурения, если относительные плотности бурового раствора , рассчитанные по величинам названных давлений для этих пластов удовлетворяют неравенству:

 (3.6)

где - минимально допустимая относительная плотность бурового раствора, рассчитанная по пластовому давлению; - максимально допустимая относительная плотность бурового раствора, рассчитанная по максимально допустимому давлению в скважине из условий гидроразрыва или экологических требований по предупреждению загрязнения буровым раствором пластов пресной воды и продуктивных пластов.

(3.7)

где к - коэффициент запаса, учитывающий возможные колебания давления в скважине. Величину ДР выбираем из таблицы 3.1.

Таблица 3.1 - Выбор коэффициента запаса

Параметр	Значения
Глубина залегания подошвы пласта, м	? 1200	>1200
	1,10 ч1,15	1,05 ч1,10
,МПа, не более	1,5	2,5

(3.8)

где - коэффициент запаса, учитывающий возможные колебания давления в скважине. Величину принимаем 0,9.

Экологические требования предусматривают ограничение избыточного статического давления бурового раствора на пласты с пресной водой и продуктивные пласты величиной , значения которой также приведены в таблице 3.1.

(3.9)

1,49

Таблица 3.2 - Результаты расчетов относительных давлений и требуемых плотностей бурового раствора

Интервалы, м	Рв	Рпл	Ргр	Р'пл	Р'гр	с0min	с0max	с0maxэ	Выбор
От	До	МПа	МПа	МПа
0	40	0,4	0,596	1,02	1,53	1,122	1,377	4,9	1,2
40	280	2,6	4,04	0,95	1,47	1,045	1,323	1,49	1,08
280	1140	10,9	16,66	0,97	1,49	1,067	1,341	1,1	1,08
1140	1647	16,1	24,3	0,99	1,5	1,0395	1,35	1,14	1,08
1647	1739	17,4	25,92	1,02	1,52	1,071	1,368	1,16	1,16



Рисунок 2.1 - График совмещенных давлений и конструкции скважины.

3.2 Расчет диаметров долот и обсадных колонн

Расчет ведется снизу вверх для всей конструкции скважины. Диаметр последней спускаемой в скважину колонны согласовывается с заказчиком и известен до начала расчета. Поэтому расчет начинается с определения диаметра D_д для бурения последнего интервала:

где - диаметр муфты обсадных труб последней колонны; - величина зазора между стенкой скважины и муфтой.

Диаметр эксплуатационной колонны равна D_экс=146 мм

Наружный диаметр соединительной муфты для эксплуатационной колонны выбираем D_м =166 мм согласно ГОСТ 632-80.

D_д= 166+25=191 мм

Полученный результат округляем до ближайшего большего диаметра долота по ГОСТ 20692-75 и выбираем .

Расчет диаметра предыдущей колонны кондуктора

где - запас, обеспечивающий спуск в скважину через эту колонну.

где - ожидаемая толщина стенки обсадной трубы.

По внутреннему диаметру обсадной колонны согласно по ГОСТ 20692-75 выбираем

Наружный диаметр соединительной муфты для кондуктора .

Расчет диаметра долота для бурения под кондуктор:

Согласно ГОСТ 20692-75 выбираем ближайший .

Расчет диаметра предыдущей колонны направления:

Согласно полученному внутреннему диаметру выбираем

Наружный диаметр соединительной муфты для кондуктора .

Расчет диаметра долота для бурения под кондуктор:

Согласно ГОСТ 20692-75 выбираем .

Таблица 3.2.1 - Сводная таблица выбора диаметров колонн и долот.

Тип обсадной колонны	Глубина спуска, м	Диаметры, мм	Высота подъема тампонажного раствора, м
		колонн	долот
Направление	40	324	393,7	40
Кондуктор	280	295	295,3	280
Экспл/колонна	1739	146	215,9	1739

Рисунок 3.2.1 - Конструкция скважины

3. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ВЕЛИЧИНЫ ВОЗМОЖНОГО РАДИАЛЬНОГО ИЗНОСА ПРОМЕЖУТОЧНЫХ ОБСАДНЫХ КОЛОНН И КОНДУКТОРА

При углублении скважин после спуска кондукторов и промежуточных колонн часто наблюдаются случаи протирания обсадных колонн. Это происходит при бурении наклонных и вертикальных скважин. Наблюдения показывают, что чем больше выход бурильной колонны из-под башмака предыдущей обсадной колонны и чем больше кривизна скважины, тем больше вероятность протирания обсадной колонны. В остальных случаях можно не заметить этого, особенно когда за колонной в месте протирания имеется цементный камень. Тогда колонна, связанная в местах протирания цементным камнем, не деформируется. Протирание таких колонн обнаруживается только при проведении геофизических работ в скважине, и притом в большинстве случаев перед спуском последующей колонны. Отсутствие деформации объясняется тем, что при бурении обсадная колонна заполнена буровым раствором и давление на стенки труб с внешней и внутренней сторон почти одинаково, в результате чего труба сохраняет первоначальную форму. Там, где между трубой и стенками скважины цементного камня нет, протирание колонн ведет к разрушению резьбового соединения труб, их смятию, и создаются препятствия свободному прохождению бурильной колонны. При бурении глубоких скважин очень часты аварии из-за износа обсадных труб и повреждения их бурильной колонной и долотами. Рост числа спускоподъемных операций привел к тому, что практически невозможно избежать износа труб. Такой большой объем работ в обсадных колоннах ведет к износу труб и протиранию их при самых благоприятных условиях проходки скважин. Бурильная колонна вырабатывает при спускоподъемных операциях в стенках обсадной колонны односторонний желоб с поперечным сечением в виде крута диаметром, равным диаметру бурильных замков эксплуатирующейся бурильной колонны. Трубы, имеющие указанные дефекты, уже сами являются источником аварии, так как при повышении давления в колонне они рвутся вдоль желоба. Желоба и прорезы в обсадных колоннах усиленно вырабатываются движением долот всех типов, особенно колонковыми долотами режущего и режуще-истирающего типа, а также долотами фрезерного типа. Повреждение колонны резко растет с увеличением силы прижатия долота к одной стороне колонны вследствие искривления ствола скважины и других причин, нарушающих центричность колонны по отношению к стволу скважины. Неровности внутренней части труб (коррозионные впадины, уступы и т.д.) способствуют также увеличению числа прорезов и надрезов. Отмеченные неровности, а также торцы труб являются упорами для режущей части долот, поэтому от них берут начало прорезы.

Приустьевые трубы обсадных колонн подвергаются значительному износу. Первая труба часто имеет односторонний износ, нередко до полного истирания толщины на 0,5-0,8 длины трубы. Таких значений износ достигает в результате постоянного контакта ведущей трубы с первой трубой обсадной колонны. При этом на значение износа влияют: кривизна скважины, эксцентричное расположение труб, а также конструкция скважин, виды и типы спускаемого бурильного инструмента и установленного бурового оборудования. Протирание обсадных колонн в значительной степени зависит от использования на бурильных трубах предохранительных резиновых колец. При их отсутствии степень износа увеличивается. Установлено, что обсадные трубы протираются главным образом при работе в колоннах без предохранительных резиновых колец на бурильных трубах при роторном и турбинном бурении, а протирания часто возникают в местах искривления. Основная причина проседания обсадных колонн - недостаточное крепление их на устье, особенно если колонна не посажена на клинья. Часты нарушения обсадных колонн в процессе разбуривания цементного стакана и элементов низа обсадной колонны, продавочных пробок, стоп-кольца, обратного клапана и направляющей пробки.

4. ВЫБОР СПОСОБА СПУСКА КАЖДОЙ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ В ПРОЕКТНУЮ СКВАЖИНУ

Скважину крепят обсадными колоннами, спускаемыми целиком или секциями (хвостовиками), а колоны цементируют различными способами - сплошным, в две или несколько ступеней с разрывом во времени, двумя или более секциями, обратным способом.

Каждую скважину крепят в конкретных геологических условиях, и геологические пласты, составляющие разрез , налагают определенные ограничения на процесс спуска и цементирования обсадной колонны, нарушение которых приводит к различного рода осложнениям или авариям. Для реализации процесса используют оборудование и материалы с их ограниченными техническими характеристиками. Кроме того, гидродинамические процессы, происходящие в скважине при промывке, спуске, цементировании колонны и ОЗП, также влияют на выбор способа крепления.

В качестве критериев, определяющих выбор способа спуска колонны и ее цементирования, приняты грузоподъемность оборудования, допустимое время пребывания ствола скважины в не обсаженном состоянии и режим качественного цементирования обсадной колонны в один прием. Режим цементирования зависит от пластовых давлений и давлений гидроразрыва или поглощения пластов, допустимого давления в устьевом оборудовании и технических устройствах; режима течения тампонажного раствора, обеспечивающего качественное заполнение затрубного пространства; времени безотказной работы цементировочного оборудования.

Низ технических колонн и кондукторов собирается в соответствии с планом работ в следующей последовательности:

- колонный башмак;

- обратный клапан типа ЦКОД;

- обсадные трубы согласно компоновке.

Перед спуском в скважину повторно проверяется качество крепления и работоспособность обратных клапанов.

Обратный клапан типа ЦКОД устанавливается между второй и третьей обсадными трубами. Седло клапана одновременно служит упорным кольцом.

Для предотвращения расслабления муфтового соединения промежуточной колонны и кондуктора от последующего воздействия на них бурильной колонны первые 5 - 10 труб от башмака после закрепления их машинными ключами приваривают. Во избежание смятия колонны при спуске ее с обратным клапаном каждую навинченную трубу после снятия ее с клиньев или элеваторов спускают с такой скоростью, чтобы стрелка индикатора масса (веса) колебалась в пределах пяти делений.

В процессе спуска обсадной колонны с обратным клапаном типа ЦКОД, обеспечивающим саморегулируемое заполнение колонны глинистым раствором, необходимо систематически контролировать характер заполнения по объему вытесняемой жидкости и нагрузке на крюке.

Скважину во время спуска промывают в интервалах, предусмотренных планом спуска. Продолжительность промывки не должна превышать одного цикла циркуляции, причем основным критерием для прекращения промежуточной промывки считается необходимое качество и постоянство показателей глинистого раствора по плотности и вязкости и падение давления на манометре до величин, равных гидравлическим сопротивлениям. Режимы спуска обсадной колонны и последующего ее цементирования должны быть рассчитаны таким образом, чтобы не допустить гидроразрыва пород и связанных с ним осложнений.

Спуск обсадных колонн является одной из трудоемких и ответственных операций, от темпов которой зависит успех всего процесса бурения. В настоящее время довольно широко применяются средства механизации, облегчающие труд рабочих, а также ускоряющие спуск обсадных труб. В процессе подготовки к спуску эксплуатационной колонны ко 2-му и 3-му поясам вышки прикрепляют хомутам две перекладины из насосно-компрессорных труб. Между этими перекладинами на роликах монтируется двухэтажная люлька для верхнего рабочего. Люлька может передвигаться как в вертикальном, так и горизонтальном направлениях. Находящийся в люке рабочий центрирует обсадные трубы в момент навинчивания.

5. РАСЧЕТ ОДНОЙ ИЗ ПРОМЕЖУТОЧНЫХ ОБСАДНЫХ КОЛОНН С УЧЕТОМ ВОЗМОЖНОГО ИЗНОСА

Основными нагрузками при расчете обсадной колонны являются осевые растягивающие силы, наружные и внутренние избыточные давления.

Расчет производим при следующих данных:

1) Расстояние от устья скважины до башмака колонны L=1739м;

2) Расстояние от устья скважины до уровня тампонажного раствора h=1739 м;

3) Расстояние от устья скважины до уровня жидкости в колонне

H=1739 м;

4) Плотность цементного раствора за колонной с_ц.р=1850 кг/м³;

5) Плотность опрессовочной жидкости с_о.ж=1000 кг/м³;

6) Плотность буровой жидкости с_б.ж. =1250 кг/м³

7) Плотность жидкости в колонне с_в =850 кг/м³;

8) Пластовое давление Р_пл =17,5 МПа;

9) Коэффициент разгрузки цементного кольца k=0,25.

Так как h=H=1739 м выбираем расчетную схему IV

Рисунок 3.1 - Расчетная схема IV

1. Рассчитаем избыточные наружные давления на заключительной стадии эксплуатации скважины.

Для точек

2. Определяем внутреннее избыточное давление

при этом

По полученным данным построим графики распределения избыточных давлений внутри и снаружи эксплуатационной колонны:

Рисунок 3.1 - Эпюры избыточных давлений:

а - наружных давлений при окончании эксплуатации скважины; б - внутренних давлений при испытании колонны на герметичность.

Определяем значение

Этому давлению соответствуют трубы из стали группы прочности Е с толщиной стенки 7,7 мм, для которых .



Определяем допустимую растягивающую нагрузку для труб:

6. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ СПУСКА ОДНОЙ ИЗ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

6.1 Проверка состояния фундаментов и оборудования буровой установки

До начала работ по подготовке скважины к спуску обсадной колонны проверяется состояние фундаментов оснований, подроторных балок и другого оборудования буровой установки (подъемное, насосное и силовое).

Фундаменты не должны иметь нарушений, промоин и осадок грунта.

Основания под оборудование и вышку должны располагаться на фундаментах всей опорной поверхности и не иметь трещин или других дефектов.

Вышка центрируется относительно устья скважины, а все ее соединительные элементы закрепляются.

Проверяются: буровая лебедка, приводы, двигатели и при необходимости производится ремонт с заменой отдельных звеньев цепных передач, клиновых ремней и других узлов. При проверке особое внимание уделяется надежности тормозной системы.

Буровые насосы, нагнетательные линии с запорной арматурой и система очистки промывочной жидкости должны обеспечивать бесперебойную подачу и очистку жидкости на различных режимах промывки скважины. Насосы должны обеспечивать подачу продавочной жидкости цементировочным агрегатам.

Проверяется состояние противовыбросового оборудования. Перед спуском эксплуатационных колонн на одном из превенторов заменяются плашки под соответствующий диаметр обсадных труб.

Проверяется исправность и точность показаний индикатора веса, манометров и других контрольно измерительных приборов на буровой.

Устраняются выявленные при осмотре дефекты, и составляется акт о готовности буровой установки к креплению скважины.

6.2 Подготовка обсадных труб

Подготовка обсадных труб (гидравлическое испытание, калибровка резьб, шаблонирование, маркировка, сортировка и замер длины) к спуску в скважину осуществляется на трубных базах или непосредственно на буровой.

Обсадные трубы завозятся на буровую заранее, чтобы иметь возможность подготовить их для спуска в скважину.

Запрещается транспортирование обсадных труб без предохранительных колец и ниппелей.

Обсадные трубы, подготовленные к креплению скважины, должны удовлетворять всем требованиям действующих стандартов и технических условий.

Соответствие внутреннего диаметра трубы номинальному по всей трубе проверяется с помощью жесткого цилиндрического шаблона.

С целью выявления скрытых дефектов заводского изготовления обсадные трубы перед спуском в скважину испытываются на внутреннее давление водой с выдержкой времени не менее 30 сек.

Трубы, которые не выдержали гидравлического испытания и (или) через которые не прошел шаблон, отбраковываются.

На каждые 1000 м подготовленных к спуску труб на буровую доставляют дополнительно 50 м проверенных резервных труб максимальной прочности.

Подготовленные обсадные трубы укладываются штабелями на стеллажи в порядке очередности их спуска в скважину согласно плану работ, а резервные трубы укладываются отдельно.

После укладки труб предохранительные ниппели вывинчивают из муфт и слегка ослабляют предохранительные кольца на других концах труб.

При укладке труб на стеллажи очищаются, промываются дизельным топливом и протираются насухо резьбы, на ниппельные концы наворачиваются аналогично подготовленные предохранительные кольца. Применение металлических приспособлений для очистки резьб не допускается.

6.3 Подготовка ствола скважины

Подготовка скважины к спуску колонны и обработка глинистого раствора начинается за 2 - 3 долбления перед достижением проектной глубины. В глинистый раствор добавляется графит (1%) или СМАД (1 - 1,5%), что способствует хорошему взаимодействию нефти с раствором и образованию в стенках скважины глинистой корки пониженной липкости. Это обеспечит нормальное проведение комплекса заключительных геофизических исследований и спуск обсадной колонны на проектную глубину.

Для уточнения фактической глубины скважины при спуске бурильного инструмент на последнее долбление производится контрольный замер длины бурильных труб с помощью проверенной стальной рулетки.

В процессе последнего долбления параметры глинистого раствора в скважине и его резервного объема приводятся в соответствии с требованиями ГТН и утвержденным планом работ по укреплению скважины.

После окончания углубления скважины производится комплекс заключительных геофизических исследований.

Приняв решение о спуске обсадной колонны, начальник геологической службы по результатам геофизических исследований корректирует глубину установки башмака, упорного кольца, объем скважины, интервалы цементирования, проработки и установки элементов технологической оснастки и др.

Перед спуском колонны открытый ствол скважины прорабатывается в интервалах сужений (согласно профилю и кавернограммам), "посадок" и "затяжек" инструмента до полной их ликвидации.

Перед последним подъемом инструмента, который предшествует спуску эксплуатационной колонны, чтобы проверить проходимость ствола скважины поднимается инструмент на 500 - 600 м выше интервала продуктивного горизонта, затем сразу же допускается на забой. Промывают скважину в течение не менее двух циклов, приводятся параметры глинистого раствора в соответствии с требованиями ГТН, и инструмент поднимается, выбрасывается на мостки и укладывается на стеллажи.

Проведение перечисленных работ должно оговариваться в плане работ на крепление скважины обсадной колонной.

По окончании подготовки ствола скважины, труб и оборудования составляется акт готовности буровой установки к креплению скважины

7. ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ОБВЯЗКИ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

Предназначено для подвешивания обсадных колонн, герметизации и разобщения межколонных пространств, проведения ряда технологических операций, установки противовыбросового оборудования (в процессе бурения) и фонтанной арматуры (в процессе эксплуатации).

По условиям эксплуатации оборудование подразделяется на три группы: для умеренного макроклиматического района -- 1) некоррозионной и 2) коррозионной сред; 3) для холодного макроклиматического района и некоррозионной среды.

В шифре колонных обвязок приняты следующие обозначения: О-обвязка, К--колонна, К или М--способ подвешивания колонн (соответственно на клиньях или на муфте), 1,2,3 и т.д.--число подвешиваемых колонн (без учета колонны кондуктора), первое число -- рабочее давление, второе число -- диаметр эксплуатационной колонны в мм, третье число -- диаметр технической колонны, четвертое число---диаметр колонны кондуктора в мм, ХЛ -- климатическое исполнение для холодного района, исполнение по коррозионной стойкости:

К2--для сред, содержащих H₂S и СаСl₂ до 6%;

КЗ -- для сред, содержащих I₂S и СО₂ до 25%;

К2И -- для колонных обвязок, изготовленных из малолегированной и низкоуглеродистой стали с применением ингибитора в скважине.

Например, оборудование обвязки обсадных колонн с клиньевой подвеской двух колонн (без учета колонны кондуктора) диаметром 140 и 219 мм на рабочее давление 35 МПа в коррозионностойком исполнении для сред, содержащих H₂S и СаСl₂ до 6 %: ОКК2-350-140Х219Х426К2.

Различают следующие типы оборудования обвязки обсадных колонн:

ОКМ с муфтовой подвеской обсадных труб;

ОКК с клиньевой подвеской обсадных труб.

Конструкция оборудования позволяет восстанавливать нарушенную герметизацию межколонного кольцевого пространства путем нагнетания специальных паст или самотвердеющих пластиков. Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКМ рассчитано на давление 14 МПа. Оно состоит из корпуса, муфтовой подвески, стопорных винтов, пробкового крана и манометра.

Обвязка эксплуатационной колонны осуществляется с помощью муфтовой подвески. Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКК рассчитано на давление 21, 35 и 70 МПа. Оно предназначено для подвешивания двух и более обсадных колонн кондуктора (на резьбе или на сварке), технических и эксплуатационной, а также для герметизации и разобщения межколонных пространств с помощью упругих уплотнений.

Обвязка обсадных колонн осуществляется с помощью клиньевых подвесок и пакеров. Клиньевая подвеска состоит из корпуса и клиньев, которые в сборе устанавливают в конической расточке крестовины.

Для определения технологических операций каждая из колонных головок оснащена манифольдами. С целью контролирования давления в затрубном пространстве предусмотрены вентили, краны и манометры.

8. ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА СОСТАВА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ОСНАСТКИ И РАЗМЕЩЕНИЯ ЕЁ НА ИЗ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

Центраторы предназначены для обеспечения концентричного размещения обсадной колонны в скважине с целью достижения качественного разобщения пластов при цементировании. Кроме того, центраторы способствуют облегчения спуска обсадной колонны за счет снижения сил трения между обсадной колонной и стенками скважины, увеличению степени вытеснения бурового раствора тампонажным за счет некоторой турбулизации поток в зоне их установки. Выбираем центраторы типа ЦЦ-2: 146/212-245-1, которые будем располагать в средней части каждой обсадной трубы. Для кондуктора используем центраторы ЦЦ-245/295-320-1. Для направления центратор не используется.

Кондуктор и эксплуатационная колонна комплектуются обратными клапанами. Обратный клапан устанавливается в колонне на расстоянии одной - двух труб от башмака. Назначение этого клапана - непрерывное самозаполнение буровым раствором обсадной колонны при спуске ее в скважину, предотвратить поступление тампонажного раствора из кольцевого пространства скважины в колонну по окончании цементирования и для упора разделительной цементировочной пробки. Используем цементировочные клапаны обратные дроссельные: для кондуктора ЦКОД-245-2, для эксплуатационной колонны ЦКОД-146.

В самом низу колонны устанавливают башмак с боковыми промывочными каналами и направляющую пробку, с целью направления колонны по стволу скважины и защиты от повреждений при спуске в процессе крепления. Башмак навинчивают на башмачный патрубок - отрезок толстостенной трубы длиной порядка 2 м, в котором по спиральной линии просверлены несколько отверстий для выхода жидкости. Диаметр и число

отверстий выбирают с таким расчетом, чтобы скорость струй при промывке и цементировании не превышала 20м/с, а поток жидкости равномерно распределялся по периметру колонны. Направление комплектуется башмаком типа БКМ-324, кондуктор - БКМ-245, эксплуатационная колонна комплектуется башмаком пита БКМ-146.

Для завихрения восходящего потока тампонажного раствора в затрубном пространстве скважины при цементировании комплектуют эксплуатационную колонну турбулизаторами ЦТ-146/216. Их размещают против границ уширений ствола скважины на расстоянии не более 3 метров друг от друга. Также дополнительно устанавливаются вращатели потока типа ЦВП СПР 146/215,9 в количестве 2 штук.

Для смазки и уплотнения резьбовых соединений наряду с Р-402 рекомендуется применять уплотняющую резьбовую смазку П-1 (ТУ-13005298-002-96). Секции обсадной колонны спускают в скважину на бурильных трубах, которые соединяют с обсадными с помощью различных устройств, носящих общее название разъединители. Они предназначены для обеспечения безопасного спуска и цементирования обсадных колонн и последующего отсоединения от них бурильных труб. При разгрузке секций обсадных колонн на забой скважины происходит изгиб колонны с различной интенсивностью. Для предотвращения изгиба секции обсадной колонны подвешивают в стволе скважины с помощью подвесных устройств. При креплении скважин секциями для глубинного соединения (стыковки) секций между собой используют соединители. Обсадные трубы соединяются между собой ОТТМ Б. Для спуска направления используют элеватор КМ 324-125, для кондуктора ЭН 245-125, для эксплуатационной колонны - КМ 146-150. Для захвата и удержания на весу обсадной трубы используется захват клиновой пневматический ПКР-560.

При цементировании на спущенную в скважину колонну обсадных труб навинчивают цементировочную головку, боковые отводы которой с помощью трубопроводов соединяются с цементировочными насосами. Посредством цементировочных насосов через разные боковые отводы вскважину закачиваются буферная, тампонажная и продавочная жидкость.

Для предотвращения возникновения вакуума в цементировочной головке целесообразно кольцевое пространство герметизировать превентором и поддерживать в нем у устья достаточное противодавление. С того момента, как тампонажный раствор начнет выходить из колонны в кольцевое пространство, давление в насосах и цементировочной головке станет возрастать и постепенно противодавление можно снять.

Нижняя разделительная пробка размещается в цементировочной головке между нижним и средним боковыми отводами. После закачивания в скважину буферной жидкости, освобождают нижнюю разделительную пробку. Далее закачивается расчетный объем тампонажного раствора, и освобождается верхняя разделительная пробка, размещенная между средним и верхним боковыми отводами цементировочной головки. Затем закачивается продавочная жидкость. Тампонажный раствор, заключенный между двумя пробками, продавливается вниз. Нижняя пробка, дойдя до упорного кольца в трубах, останавливается, а верхняя под напором продавочной жидкости продолжает опускаться. Вследствие развиваемого при этом высокого давления резиновая диафрагма нижней пробки разрушается, и цементный раствор вытесняется в затрубное пространство. Как только верхняя пробка сядет на нижнюю, давление в колонне будет резко повышаться, что служит сигналом для прекращения подачи продавочной жидкости. Разделительные пробки изготавливают из легкоразбуриваемых материалов.



9. РАСЧЕТ НОРМАТИВНОГО ВРЕМЕНИ НА СПУСК В СКВАЖИНУ ОДНОЙ ИЗ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

Крепление некоторого интервала ствола скважины обсадной колонной с последующим ее цементированием - весьма важный и ответственный этап в строительстве скважины. От качества проведения этих работ в значительной степени зависит успешное выполнение последующих работ в скважине, ее надежность и долговечность.

Весь комплекс подготовительных мероприятий нацелен на то, чтобы спуск обсадной колонны проходил без вынужденных остановок и перерывов, во время спуска обсадная колонна не подвергалась непредвиденным перегрузкам, опасным с точки зрения ее целостности и нарушения профиля труб, и чтобы в скважину не попали трубы с дефектами, которые могут повлечь нарушение целостности обсадной колонны или потерю герметичности.

Комплекс подготовительных мероприятий включает подготовку обсадных труб, бурового оборудования и самой скважины.

Подготовка обсадных труб

В подготовку обсадных труб входит проверка качества их изготовления и обеспечение сохранности при транспортировании к месту проведения работ и погрузо-разгрузочных операциях, а также при их перемещении на буровой.

При хорошей организации контроля обсадные трубы неоднократно подвергаются проверке и проходят следующие виды контрольных испытаний и обследований:

· гидравлические испытания на заводах-изготовителях;

· обследование наружного вида обсадных труб, проверку резьб и шаблонирование внутреннего диаметра труб на трубно-инструментальной базе бурового предприятия (УБР);

· гидравлические испытания обсадных труб на трубно-инструментальной базе бурового предприятия (УБР), в отдельных случаях испытания труб можно проводить непосредственно на буровой;

· визуальное обследование доставленных на буровую труб, промер длины каждой грубы;

· шаблонирование, проверку состояния резьбы трубы над устьем скважины во время спуска обсадной колонны.

Завод-изготовитель при проверке качества готовой продукции проводит гидравлические испытания обсадных труб. По действующим инструкциям испытывать необходимо все трубы диаметром до 219 мм включительно и 50%, труб диаметром свыше 219 мм. Каждая труба поступает на испытание с навинченной и закрепленной муфтой.

Под давлением труба должна находиться не менее 10 с. Обсадная труба признается годной, если на ее внешней поверхности не обнаруживается никаких следов проникновения влаги изнутри.

На трубно-инструментальной базе бурового предприятия все трубы, прошедшие осмотр и инструментальный контроль, подвергают гидравлическим испытаниям на специальных стендах. Предельное давление при испытании определяют в зависимости от ожидаемых максимальных давлений. Для эксплуатационных и промежуточных колонн оно должно превышать ожидаемое внутреннее избыточное давление на 5 - 20 %. Но при этом давление испытания не должно превышать допустимых значений. Трубу выдерживают под максимальным давлением не менее 10 с и слегка обстукивают ее поверхность вблизи муфты. Труба признается годной, если не обнаруживается никаких следов проникания влаги изнутри. У прошедшей испытания трубы на прочищенные и смазанные резьбы навинчивают специальные предохранительные колпаки для их защиты от повреждения при транспортировке на буровую.

Подготовка бурового оборудования

Обеспечить безотказную работу бурового оборудования и создать наиболее благоприятные условия для буровой бригады на период спуска обсадной колонны - таковы основные задачи подготовки оборудования. Одновременно на буровую должны быть доставлены весь необходимый инструмент и материалы.

Буровая бригада совместно с представителями механической службы 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 талевой системы, в случае необходимости осуществляют переоснастку талевой системы для повышения ее грузоподъемности. На высоте 8 - 10 м от пола на вышке устанавливают передвижную люльку для рабочего, который будет занят центрированием верхнего конца наращиваемой обсадной трубы. Проверяют состояние контрольно-измерительных приборов на буровой.

Подготавливают рабочее место у устья скважины: убирают инструмент, который не понадобится при спуске колонны, и очищают пол буровой, вровень со столом ротора устанавливают временный деревянный настил. Обращают внимание на усиление освещенности рабочих мест, навешивают дополнительные светильники.

В подготовительный период на буровую доставляют достаточное количество (с резервом) дополнительного инструмента, который понадобится при спуске обсадной колонны. Обсадные трубы подвозят специальными транспортными средствами и размещают на стеллажи по секциям в порядке их спуска. На каждый комплект предусматривается резерв в количестве 5 %, от метража труб.

Подготовка ствола скважины

Чтобы избежать осложнений при спуске обсадной колонны, предусматривается комплекс работ по подготовке ствола скважины. Виды работ и их объем зависят от состояния ствола скважины, сложности геологического разреза и протяженности открытой части ствола. О состоянии ствола судят по наблюдениям при спуске и подъеме бурильной колонны (посадки, прихваты, затяжки и т. д.), по прохождению геофизических зондов, по данным кавернометрии и инклинометрии.

Заранее выделяют интервалы, где отмечены затруднения при спуске бурильного инструмента, зоны сужения ствола, образования уступов, участки резкого перегиба оси скважины и т. д. В этих интервалах в подготовительный период проводят выборочную проработку ствола. В скважину спускают новое долото (с центральной промывкой) в сочетании с жесткой компоновкой и, удерживая инструмент на весу, прорабатывают выделенные интервалы с промывкой при скорости подачи 40 м/ч. Выдерживание вращающегося инструмента на одном месте не допускается во избежание зарезки нового ствола. Если отмечаются трудности в прохождении инструмента, его приподнимают и спускают несколько раз. В сложных условиях скорость подачи инструмента может быть снижена до 20 - 25 м/ч.

После выборочной проработки ствол скважины шаблонируют. Для этого из обсадных труб собирают секцию длиной около 25 м и на колонне бурильных труб спускают ее в ствол скважины на всю глубину закрепляемого участка. Таким способом проверяют проходимость обсадных труб.

Через спущенный инструмент скважину тщательно промывают до полного выравнивания свойств промывочной жидкости. Общая продолжительность непрерывной промывки не менее двух циклов. В конце промывки в закачиваемую промывочную жидкость добавляют нефть, графит и другие аналогичные добавки для облегчения спуска обсадной колонны. При извлечении из скважины длину инструмента измеряют и по суммарной его длине контролируют протяженность ствола скважины.

Завершив подготовительные работы, приступают к спуску обсадной колонны в скважину.

Спуск обсадной колонны

Последовательность спуска секций в скважину и использование вспомогательных элементов (центраторы, скребки, турбулизаторы и др.) определяются конструкцией обсадной колонны, предусмотренной в индивидуальном плане работ по ее подготовке, спуску и цементированию, который разрабатывается технологическим или производственно-технологическим отделом УБР. Во время спуска осуществляют строгий контроль за соблюдением порядка комплектования колонны в соответствии с планом по группам прочности стали и толщине стенок труб.

Сначала в скважину спускают низ обсадной колонны, включающий башмак, заливочный патрубок, обратный клапан и упорное кольцо. Все элементы низа колонны рекомендуется свинчивать с использованием твердеющей смазки на основе эпоксидных смол. Использование обратного клапана обязательно, если в скважине имелись газопроявления. Надежность работы клапана на пропуск жидкости проверяют на поверхности посредством пробной циркуляции с помощью цементировочного агрегата, который подключают к компоновке. Затем в порядке очередности спуска к устью скважины подают обсадные трубы и перед наращиванием их шаблонируют. Со стороны муфты в трубу вводят жесткий цилиндрический шаблон.

Условный диаметр обсадной трубы, мм ........…………... 114 - 219,

245 - 340,

407 - 508

Длина шаблона, мм ………………………………………..150, 300

Разница между внутренним номинальным

диаметром трубы и наружным диаметром шаблона, мм .......... 3, 4, 5.

При подъеме трубы шаблон должен свободно пройти через нее и выпасть. Если шаблон задерживается, то трубу отбраковывают. Над устьем скважины с нижнего конца приподнятой трубы свинчивают предохранительное кольцо, промывают и смазывают резьбу.

У кондуктора и промежуточных колонн резьбовые соединения нижних труб обычно проваривают прерывистым сварным швом для предупреждения их отвинчивания при последующих работах в скважине.

Во время спуска обсадной колонны ведут документальный учет каждой наращиваемой трубы, в нем указывают номер трубы, группу прочности стали, толщину стенки, длину трубы, отмечают суммарную длину колонны и общую ее массу. На заметку берут все особые условия и осложнения, возникшие при спуске, записывают сведения об отбраковке отдельных труб и их замене.

Скорость спуска колонны поддерживают в пределах 0,3 - 0,8 м/с.

Если колонна оснащена обратным клапаном, после спуска 10 - 20 труб доливают промывочную жидкость внутрь колонны, чтобы не допустить смятия труб избыточным наружным давлением.

По мере необходимости проводят промежуточные промывки с помощью цементировочного агрегата или бурового насоса. Во время промывки необходимо непрерывно расхаживать колонну.

В нашей стране разработан метод секционного спуска обсадных колонн. Длину секций определяют с учетом грузоподъемности буровой установки, состояния скважины и прочности труб. Для спуска обсадных колонн секциями применяют специальные разъединители и стыковочные узлы, обеспечивающие соединение секций в скважине. Все секции, кроме верхней, спускают на колонне бурильных труб, которую после закачки цементного раствора отсоединяют и извлекают на поверхность. Спуск обсадных колонн секциями позволяет значительно снизить нагрузки, возникающие в буровом оборудовании при этих работах, и повысить надежность цементирования. Недостаток этого метода состоит в том, что создается некоторая опасность нарушения герметичности колонны на стыках секций и повышается суммарная продолжительность работ по креплению скважины.

Основным критерием качества цементирования обсадных колонн считают результаты опробованных продуктивных горизонтов и вызова притока пластовых флюидов, а также отсутствие продукции других горизонтов, т.е. недопущение межпластовых перетоков и различного рода нефте-, газо-, водопроявлений.

10.  ВОПРОСЫ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУДА И ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ СПУСКЕ ОДНОЙ ИЗ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

Тампонажные материалы, используемые при строительстве скважин, должны иметь соответствующие сертификаты качества. Свойства тампонажных материалов (в т.ч. цементно-бентонитовых смесей) и формируемого из них цементного камня должны соответствовать требованиям стандартов. Порядок хранения и сроки использования тампонажных материалов устанавливаются заводом-изготовителем.

Спуск и цементирование обсадных колонн проводятся по планам, разработанным буровой организацией и утвержденным в установленном порядке. К плану прилагаются исходные данные для расчета обсадных колонн, использованные коэффициенты запаса прочности, результаты расчета обсадных колонн (компоновка колонны) и ее цементирования, анализ цемента, а также акт готовности скважины и буровой установки к спуску и цементированию колонны.

Перед подготовкой ствола скважины к спуску колонны должен быть проведен комплекс электрометрических работ и других исследований, необходимых для детального планирования процесса крепления.

Применение цемента без проведения предварительного лабораторного анализа для условий предстоящего цементирования колонны запрещается.

Для сохранения естественной проницаемости пористых и пористо-трещиноватых коллекторов продуктивных отложений тампонажные растворы должны иметь минимально возможную фильтрацию. Общая минерализация тампонажных растворов должна быть близка к минерализации буровых растворов, применяющихся при вскрытии продуктивных горизонтов.

Расчетная продолжительность процесса цементирования обсадной колонны не должна превышать 75 % времени начала загустевания тампонажного раствора.

Выбор тампонажных материалов и растворов на их основе должен осуществляться с учетом следующих требований:

- тампонажный материал и сформированный из него камень должны соответствовать диапазону статических температур в скважине по всему интервалу цементирования;

- рецептура тампонажного раствора подбирается по динамической температуре и давлению, ожидаемым в цементируемом интервале скважины;

- плотность тампонажного раствора должна быть, как правило, не ниже плотности бурового раствора. Ограничением верхнего предела плотности тампонажного раствора при прочих равных условиях является недопущение разрыва пород под действием гидродинамического давления в процессе цементирован...