Проект крепления скважины

Промежуточная колонна

Промежуточная колонна цементируется в один прием порцией тампонажного раствора ПТЦ-І-50 затворяемые на 3%-ном растворе хлористого натрия,раствором плотностью 1840 кг/м³.

Эксплуатационная колонна

Исходя из выше указанного расчета можем сказать, что эксплуатационная колонна цементируется в один прием двумя порциями тампонажного раствора. Верхняя порция - облегченный раствор плотностью 1540 кг/м³ на базе портландцемента G. Нижняя - раствор плотностью 1900 кг/м³ на базе портландцемента ПЦТ-I-50.

Добавки используемые при цементировании

Замедлители схватывания.

В качестве замедлителей схватывания при цементировании скважин используют в основном гидрофильные ПАВ, которые адсорбируются на частицах вяжущего и образуют пленки, которые затрудняют проникновение воды внутрь частиц и тем самым замедляют их гидратацию. К числу наиболее эффективных замедлителей схватывания относятся карбосульфат, технический винный камень (при температурах до 200°С), виннокаменная кислота и ее производные (до 170°С), трилон Б (до 160°С), лигносульфонаты кальция (ССБ, КССБ, окзил и др.), сунил, карбоксиметилцеллюлоза КМЦ (до 140--150°С), синтан ПЛ, полифенол лесохимический ПФЛХ, нитролигнин (до 100°С), борная кислота (до 120°С), смесь борной и виннокаменной кислот (до 200°С), а также смеси гипана, КМЦ или ССБ с хроматами калия или натрия (до 150°С) и др. Некоторые из этих реагентов (ССБ, КССБ, ПФЛХ) вызывают вспенивание раствора, поэтому вместе с ними в раствор добавляют пеногасители: соапстоки, контакты (черный, НЧК, газойлевый), костный жир, флотомасло, кальциевый мылонафт, полиметилсилоксановую жидкость ПМС или др. Эти пеногасители, кроме ПМС, предварительно растворяют в керосине или дизельном топливе, после чего вводят в цементный раствор. ПМС растворяют непосредственно в воде, на которой приготовляют тампонажный раствор.

Понизители водоотдачи.

Уменьшить водоотдачу тампонажных растворов можно путем ускоренного формирования в них коллоидной структуры, диспергированием частиц твердой фазы и развитием вокруг них гидратных оболочек, а также путем кольматации пор в корке, образующейся на проницаемых стенках скважины в начальный момент отфильтровывания свободной воды. Для регулирования водоотдачи широко практикуют добавление к цементу небольшого количества (2 -- 6%) высококачественного бентонита и органических высокомолекулярных полимеров (от 0,1 до 2% в зависимости от свойств полимера). К числу эффективных понизителей водоотдачи можно отнести карбосульфат (до 200°С), соли виннокаменной кислоты (до 180°С), лигносульфонаты, борную кислоту, КМЦ (до 130-150°С), полиакриламид, гипан, этансульфонатцеллюлозу, поливиниловый спирт (до 100-130°С) и другие вещества. Эффективность снижения водоотдачи производными полиакриловой кислоты (ПАА, К-4, гипан) повышается при одновременном добавлении к раствору борной или виннокаменной кислот, кальцинированной соды и некоторых других реагентов, препятствующих быстрой коагуляции основного понизителя водоотдачи.

Пластификаторы.

Пластификаторами обычно называют вещества, существенно уменьшающие динамическое напряжение сдвига, а иногда также пластическую вязкость, и, следовательно, улучшающие подвижность тампонажных растворов. Хорошее пластифицирующее воздействие оказывают такие ПАВ, как полиакриламид ПАА, виннокаменная кислота и ее производные (до 180--200°С), лигносульфонаты, гипан с хромпиком до (150°С), нитролигнин, дубители (ГИФ-1, Д-4, Д-12 и др.). ПАВ добавляют обычно в количестве от 0,1 до 1,5% от массы цемента в зависимости от температуры. Следует заметить, что характер влияния ПАВ довольно сложный; некоторые из них при определенных концентрациях могут не только не разжижать, но даже загущать тампонажные растворы.

Замедлитель (КМЦ-карбоксиметилцеллюлоза) 1% от массы цемента:

Понизитель водоотдачи (КМЦ-карбоксиметилцеллюлоза) 1,5% от массы цемента:

Пластификатор (полиакриламид ПАА) 1,5% от массы цемента:

Суммарная масса добавок :

Расчет цементирования эксплуатационной колонны

1. Возьмем в качестве буферной жидкости жидкость с плотностью 1020 кг/м³. Находим по верхний предел высоты столба ее в заколонном пространстве:

где - наибольший коэффициент аномальности; - глубина горизонта с таким коэффициентом - скорость перемещения колонны перед посадкой в клиновой захват.

Минимальная высота столба буферной жидкости должна быть не более 150 - 200 м. Принимаем l_б = 163 м.

2. Найдем потребный объем цементного раствора нормальной плотности:

потребный объем облегченного цементного раствора:

потребный объем продавочной жидкости:

потребный объем буферной жидкости:

Определим расход материалов для приготовления цементного раствора:

- водоцементное отношение:

- необходимое количество цемента для приготовления 1 м³ раствора плотностью 1900 кг/м³:

- необходимое количество цемента для приготовления 1 м³ раствора плотностью 1540 кг/м³:

- общий расход цементного порошка для приготовления 29,7 м³ раствора нормальной плотности:

- коэффициент учитывающий потери сухой твердой фазы при загрузке смесительных машин. = 1,05.

4. Необходимый количество добавок Замедлитель 1% от массы цемента

Понизитель водоотдачи 1,5% от массы цемента

Пластификатор 1,5% от массы цемента

Суммарная масса добавок :

- общий расход цементного порошка для приготовления 25,9 м³ облегченного раствора:

- необходимый количество добавок

Замедлитель 1% от массы цемента:

- потребный объем воды для приготовления раствора с плотностью 1900 кг/м³:

- потребный объем воды для приготовления раствора с плотностью 1540 кг/м³:

4. Определим необходимое количество смесительных машин УС6-30 для приготовления раствора нормальной плотности:

- емкость бункера одной смесительной машины, ;

- насыпная плотность тампонажного материала, .

Для приготовления облегченного раствора:

Производительность одной смесительной машины для приготовления тампонажного раствора:

- для ценента нормальной плотности

- нагнетательная способность водопадающего насоса смесительной машины, .

- для облегченного цемента плотности 1540 кг/м³:

В гидросмеситель необходимо установить штуцер, диаметр которого:

Скорость струи на выходе из штуцера 51 м/с.

5. Хорошее вытеснение промывочной жидкости цементным раствором можно достичь при турбулентном режиме течения в заколонном пространстве.

Определим значения скорости течения потока в заколонном пространстве для этого определим коэффициенты местных сопротивлений:

- диаметр муфты рассматриваемой колонны, м;

- коэффициент учитывающий увеличение гидравлических сопротивлений в заколонном пространстве за счет муфт на обсадных трубах:

Тогда предельно допустимая скорость восходящего потока промывочной жидкости:

- градиент давления поглощения для слабого пласта.

Определим критическое значение скорости потока:

- число Хендстрема; - пластическая вязкость раствора,; - динамическое напряжение сдвига.

Определим критическое число Рейнольдса по формуле Соловьева:

Критическая скорость потока :

Режим течения в кольцевом пространстве с момента подхода головной порции тампонажного раствора к башмаку обсадной колонны, как правило, должен быть турбулентным. Следовательно, если объем тампонажного раствора больше внутреннего объема обсадной колонны, то закачку этого раствора нужно спланировать так, чтобы с момента приближения головной порции его к башмаку, соблюдались следующие условия:

Исходя из исследуемого условия, при полученных результатах примем

6.Суммарная производительность цементировочных насосов, участвующих одновременно в закачке тампонажного раствора в обсадную колонну:

Если при цементировании не используются осреднительные емкости, то общая подача этих насосов должна быть равна суммарной производительности работающих вместе с ними смесительных машин:

- число смесительных машин, занятых одновременно приготовлением тампонажного раствора.

Число цементировочных насосов, необходимых для закачки тампонажного раствора в случае, если осреднительные емкости не применяются, равно или вдвое больше числа смесительных машин, занятых его приготовлением. Примем .

Исходя из того что максимальный расход при закачке тампонажного раствора выбираем что для закачки облегченного раствора используем 2 цементировочный агрегат.

Подача одного насоса в этом случае:

- подача одного цементировочного насоса при максимальном давлении, которое может возникнуть .

Устанавливаем штуцер, диаметр которого:

7. Построим график цементирования, для этого определим давления в разные этапы цементирования:

Начальный момент закачки:

Определим гидравлические сопротивления в начальный момент закачки:

Конец закачки буферной жидкости:

Определим гидравлические сопротивления в конце закачки буферной жидкости:

Давление в цементировочной головке становится равным нулю:

При закачке облегченного цементного раствора объемом 25,9 м³ давление в цементировочной головке равно нулю.

Момент, когда давление в цементировочной головке начинает расти и становится больше нуля:

При полной закачке цементного раствора нормальной плотности и закачки продавочной жидкости объемом 48 м³ давление в цементировочной головке равно нулю. Закачка продавочной жидкости. Закачиваем в скважину до 49,5 м³ продавочной жидкости при

Определим гидравлические сопротивления:

Последний этап закачки продавочной жидкости. Закачиваем в скважину 1,5 м³ продавочной жидкости при

Определим гидравлические сопротивления:



7. Расчет нормативного времени на крепление скважины

Определим общую продолжительность процесса цементирования

- время на закачивание буферной жидкости в обсадную колонну; - время на закачивание облегченного тампонажного раствора в обсадную колонну; - время на закачивание тампонажного раствора в обсадную колонну; - первый этап закачки продавочной жидкости; - второй этап закачки продавочной жидкости;.

Продолжительность цементирования не должна превышать 75 % времени начала загустевания тампонажного раствора.

Время начала схватывания тампонажного раствора плотностью 1900 кг/м³ :

Время начала схватывания тампонажного раствора плотностью 1540 кг/м³ :

Рисунок № 7. График цементирования эксплуатационной колон

Рисунок № 8. Схема обвязки цементировочного оборудования.

Выбор оборудования для обвязки обсадных колонн

Для испытания продуктивных горизонтов и обеспечения последующей их эксплуатации без осложнений обвязка колонн на устье должна обеспечивать:

- герметизацию, контроль давления и возможность заполнения промывочной жидкостью заколонного пространства.

- жесткое соединение верхней (устьевой) части эксплуатационной колонны с другими колоннами, спущенными ранее в скважину.

- возможность фиксирования некоторых величин натяжения эксплуатационной колонны.

- восстанавливать нарушенную герметизацию межколонного кольцевого пространства путем нагнетания специальных паст или самотвердеющих пластиков.

Колонные головки устанавливаются на всех скважинах независимо от способа их эксплуатации. Для нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин выбор типа колонной головки зависит от пластового давления и диаметра обсадных колонн. В промысловой практике применяют колонные головки двух типов: клиновую ГКК и муфтовую ГКМ. Наиболее универсальными являются клиновые головки.

Таблица № 13.

Техническая характеристика обвязки колонны ОКК2
Рабочая среда	Продукция нефтяных и газовых скважин
Возможные исполнения в зависимости от условий эксплуатации	некорозионная, К1, К2
Климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69	УХЛ (ХЛ)
Рабочий диапазон температур окружающей среды, С	от -60 до +40
Температура рабочей среды, не более	+120°С
Тип колонной подвески	клиньевая



Так как пластовое давление равно 20,84 МПа, а обвязываемые обсадные колонны имеют диаметры 168мм, 245 мм и 324 мм, следовательно, для обвязки устья скважины принимаем головки, входящих в комплект оборудования устья типа ОКК1-324х245 и ОКК2-21-168х245.

Кондуктор 324 мм и промежуточная колонна 245 мм подвешиваются и герметизируются с применением колонной головки, входящей в комплект оборудования устья типа ОКК1-324х245, а эксплуатационную колонну диаметром 168 мм подвешиваем и герметизируем с помощью колонной головки, входящей в комплект оборудования ОКК2-21-168х245.

Обоснование выбора состава технологической оснастки и размещение её на каждой из обсадных колонн.

В данном разделе обосновывается необходимость применения, тип, количество и места установки башмаков, обратных клапанов, центрирующих фонарей. При этом учитывают профиль скважины, геологический разрез, результаты кавернометрии, а также опыт цементирования по ранее пробуренным скважинам.

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

Башмак с направляющей насадкой предназначен для оборудования нижней части обсадной колонны с целью повышения ее проходимости по стволу скважины и предупреждения повреждения нижней трубы при посадках. Башмаки присоединяют к нижней части обсадной колонны на резьбе или сварке. Направляющие насадки в основном изготовляют из чугуна или бетона. В промежуточных колоннах при после дующем углублении ствола их разбуривают. Для обсадных колонн диаметром 351 мм и более в ряде случаев применяют башмаки с фаской без металлических направляющих насадок с целью исключения работ по разбуриванию металла на забое. Башмачный патрубок с отверстиями применяют в тех случаях, когда существует опасность забивания промывочных отверстий направляющей насадки.

Обратный клапан предназначен для предотвращения перетоков бурового или тампонажного раствора из заколонного пространства в обсадную колонну в процессе крепления скважины. Его монтируют в башмаке обсадной колонны или на 10-20 м выше него. Обратные клапаны изготовляют корпусными и бескорпусными. По виду запорного элемента они делятся на тарельчатые, шаровые и имеющие шарнирную заслонку.

По принципу действия различают три группы обратных клапанов:

а) исключающие перемещение жидкости из заколонного пространства в обсадную колонну при ее спуске в скважину;

б) обеспечивающие самозаполнение спускаемой обсадной колонны буровым раствором при определенном (задаваемом) перепаде давлений над клапаном и в заколонном пространстве, но исключающие возможность обратной циркуляции раствора;

в) обеспечивающие постоянное самозаполнение обсадной колонны раствором при спуске в скважину и позволяющие ее промывку методом обратной циркуляции, они включаются в работу после доставки запорного элемента клапана с поверхности в его корпус.

Если возможны нефтегазоводопроявления, но отсутствуют поглощения, то при креплении вертикальных и наклонно направленных скважин следует применять обратные клапаны соответственно первой и второй групп. При возможности поглощения и отсутствии проявления пластов целесообразно использовать клапаны третьей группы при креплении вертикальных и наклонно направленных скважин.

Центраторы применяют для центрирования обсадной колонны в стволе скважины с целью равномерного заполнения кольцевого пространства тампонажным раствором/и качественного разобщения пластов. Кроме того, они облегчают процесс спуска обсадной колонны, уменьшая силу трения между обсадными трубами и стенками скважины, увеличивают степень вытеснения бурового раствора тампонажным, вследствие образования локальных завихрений восходящего потока раствора в зонах расположениия центраторов, а также облегчают работу по подвеске хвостовиков и стыковке секций обсадных колонн в результате центрирования их верхних концов.

Центраторы по конструкции делятся на разъемные и неразъемные, пружинные и жесткие, а по характеру закрепления пружинных планок - на сварные и разборные. Их обычно устанавливают в средней части каждой обсадной трубы, т.е. в местах наибольшего изгиба.

При креплении наклонно направленных скважин применение центраторов обязательно.

Направление.

1. Башмак колонный.

Башмак колонный предназначен для оборудования низа обсадной колонны с целью направления её по стволу скважины и защиты от повреждений при спуске и в процессе крепления нефтяных и газовых скважин с температурой на забое до 250° С.

Выбираем башмак типа БП-426: длина башмака - 1085 мм; его наружный диаметр - 451 мм; длина патрубка - 550 мм; резьба А по ГОСТ 632-80 - нормальная; масса - 259 кг.

2. Обратный клапан.

Обратный клапан дроссельный типа ЦКОД, который исключает перемещение жидкости из заколонного пространства в обсадную колонну при ее спуске в скважину;

Выбираем ЦКОД-426-2-ОТТМ: максимальное рабочее давление - 5 МПа; максимальная допустимая температура - 100 °С; наружный диаметр клапана - 451 мм; длина - 380 мм;

Монтируем его в башмак.

3. Центраторы.

Выбираем центраторы ЦЦ-426/508-1, устанавливаем над ниппелем первой трубы, спускаемой в скважину и под муфтой последней трубы, которую спустили в скважину. Двух центраторов хватит для сохранения центричности колонны в скважине.

Количество: 2 шт.

Кондуктор.

1. Башмак колонный.

Выбираем башмак типа БП-324: длина башмака - 865 мм; его наружный диаметр - 351 мм; длина патрубка - 485 мм; резьба А по ГОСТ 632-80 - нормальная; масса - 154 кг.

2. Обратный клапан.

Обратный клапан дроссельный типа ЦКОД, который исключает перемещение жидкости из заколонного пространства в обсадную колонну при ее спуске в скважину;

Выбираем ЦКОД-324-2-ОТТМ с максимальным рабочим давлением 7 МПа и максимально допустимой температурой 150 °С.

Установка в башмак обсадной колонны.

3. Центраторы.

Выбираем центраторы ЦЦ-324/394-1, устанавливаем через 40 м. друг от друга над нипеллем и под муфтой обсадной трубы для сохранения центричности колонны в скважине.

Общее количество центраторов: 10 шт.

Промежуточная.

1. Башмак колонный.

Выбираем башмак типа БП-245: длина башмака - 785 мм; его наружный диаметр - 270 мм; длина патрубка - 480 мм; резьба А по ГОСТ 632-80 - удлиненная; масса - 90 кг.

2. Обратный клапан.

Обратный клапан дроссельный типа ЦКОД, который обеспечивает самозаполнение спускаемой обсадной колонны буровым раствором при определенном (задаваемом) перепаде давлений над клапаном и в заколонном пространстве, но исключающие возможность обратной циркуляции раствора;

Выбираем ЦКОД-245-2-ОТТМ: максимальное рабочее давление - 10 МПа; максимальная допустимая температура - 150 °С; наружный диаметр клапана - 270 мм; длина - 265 мм;

Устанавливаем его в башмак колонны.

3. Центраторы.

Промежуточная обсадная колонна спущена по вертикале на 1350 м, где с глубины 600 м. начинается участок набора зенитного угла. Следовательно, на первом, вертикальном участке, будем использовать пружинные центраторы типа ЦЦ-245/295-320-1, устанавливаемые на обсадной трубе непосредственно возле муфты и ниппеля через 40 м. друг от друга.

Количество центраторов на этом участке: 15 шт.

На втором участке, участке набора и стабилизации, будем использовать жесткие центраторы типа ЦТ 245/295, устанавливаемые в центральной части трубы, т.е. в том месте, где происходит ее наибольший изгиб. Устанавливать будем через каждые 20 метров с целью сохранения центричности колонны в скважине.

Количество центраторов на участке: 20 шт.

Эксплуатационная колонна.

1. Обратный клапан.

Обратный клапан дроссельный типа ЦКОД, предназначен для обеспечения самозаполнения спускаемой обсадной колонны буровым раствором при определенном (задаваемом) перепаде давлений над клапаном и в заколонном пространстве, но исключающий возможность обратной циркуляции раствора;

Выбираем ЦКОД-168-1-ОТТМ с максимальным рабочим давлением 10 МПа и максимально допустимой температурой 150 °С.

Установка в башмак.

2. Башмак колонный.

Выбираем башмак типа БП-168.

3. Центраторы.

Эксплуатационная колонна спущена на глубину 2012 м. Следовательно, на вертикальном участке (0-600) используем пружинные центраторы ЦЦ-168/245-270-1, устанавливаемые с интервалом в 40 м. друг от друга над нипеллем и под муфтой обсадных труб.

Количество центраторов: 15 шт.

На втором участке, участке набора и стабилизации, будем использовать жесткие центраторы типа ЦТ 168/245-251, устанавливаемые в центральной части трубы, т.е. в том месте, где происходит ее наибольший изгиб. Устанавливать будем через каждые 20 метров с целью сохранения центричности колонны в скважине.

Количество центраторов на участке: 84 шт.

Обоснование способа контроля качества цементирования.

После затвердевания цементного раствора производят следующие работы:

Стравливается избыточное давление в обсадной колонне и заколонном пространстве, если оно сохранилось до этого момента;

Определяется положение кровли цементного камня в заколонном пространстве и оценивают качество цементирования скважины (полноту замещения промывочной жидкости тампонажным раствором, наличие контакта между обсадной колонной и камнем, камнем и стенками скважины) с помощью геофизических методов термометрии, радиоактивной и акустической цементометрии. Если обнаруживаются дефекты в цементном камне, из-за которых могут возникнуть перетоки пластовых жидкостей, необходимо выполнить ремонтные работы и ликвидировать брак;

Производится демонтаж цементировочной головки;

Производится обвязка обсадной колонны с предыдущей при помощи колонной головки типа ОКК2 210 - 168 х 245 (согласно 2.2.6);

Проверку герметичности обсадной колонны, колонной головки и зацементриванного заколонного пространства путём опрессовки на давление 17МПа, с предварительной заменой бурового раствора на техническую воду.

Обсадная колонна считается герметичной если в течении течение 30 мин давление опрессовки не снизилось более чем на 0,5 МПа. Наблюдение за изменением давления начинается через 5 мин после создания давления опрессовки.

После испытания обсадной колонны составляется акт, в котором указывается их результат и заключение комиссии.

Факторы, определяющие качество цементирования обсадных колонн

Соответствие фактической высоты подъема цемента ее проектной высоте

Равномерность распределения цемента в затрубном пространстве и отсутствие в нем трещин, пустот и других дефектов

Сцепление цементного камня с обсадной колонной и породой

Методы оценки качества цементирования

Термометрия

Метод радиоактивных изотопов

Акустический цементомер (АКЦ)

Гамма-гамма цементомер (ГГКЦ)

Для контроля качества цементирования эксплуатационной колонны выберем акустический метод. МАК-9 Модуль акустического каротажа (АМК-МАГИС) Предназначен для контроля качества цементирования обсадных колонн в обсаженных скважинах, а также для акустического каротажа в не обсаженных скважинах.

Область применения: обсаженные скважины, оборудованные колонной с внешним диаметром от 140 до 245 мм, и не обсаженные скважины диаметром от 120 до 300 мм.

Комплект поставки: один скважинный модуль с двухчастотным (10 и 20 кГц) излучателем диаметром 100 мм, или с одночастотным излучателем (15 кГц) диаметром 100 мм, или с одночастотным излучателем (20 кГц) диаметром 73 мм.

Особенности: Может эксплуатироваться как самостоятельно, так и в составе комплексной сборки с модулями СГДТ-100 (СГДТ-СК), МНК, ГКЛ, ТШ, входящими в состав АМК-2000.

Расчет нормативного времени на крепление скважины одной из обсадных колонн

Примем время на соединение труб между собой = 10 мин.

В результате разработки технологии спуска промежуточной колонны, мы определили критическую скорость спуска, при которой возникнет гидроразрыв слабого пласта = 1,792 м/c. Наиболее благоприятные условия спуска колонны примем при скорости 0,7 м/с, при которой и будем спускать.

Определим количество спущенных труб эксплуатационной колонны в скважину:

(где 2 метра длины колонны приходятся на длину башмака, обратного клапана недоспуск колонны на забой).

Рассчитаем нормативное время на спуск промежуточной колонны:

Т.е. время на спуск промежуточной колонны t_сп.= 87,7 ч.

Расчет нормативного времени на цементирование эксплуатационной колонны.

Определим общую продолжительность процесса цементирования

- время на закачивание буферной жидкости в обсадную колонну; - время на закачивание облегченного тампонажного раствора в обсадную колонну; - время на закачивание тампонажного раствора в обсадную колонну; - первый этап закачки продавочной жидкости; - второй этап закачки продавочной жидкости;.

Продолжительность цементирования не должна превышать 75 % времени начала загустевания тампонажного раствора.

Время начала схватывания тампонажного раствора плотностью 1900 кг/м³ :

Время начала схватывания тампонажного раствора плотностью 1540 кг/м³ :

Таблица № 14. Данные получены согласно параметрам ЕНВ.

Наименование работ	Эксплуатационная колонна d=168 мм. на глубину 4610 м
	Норма времени в часах
1.Проработка скважины:	69,46
2.Шаблонировка, опрессовка, подтаскивание и укладка труб на мостки:	85,4
3.ПЗР при спуске колонн:	6,8
4.Промывка перед спуском обсадных труб:	3,5
5.Спуск обсадных труб:	87,7
6.Промывка скважины перед цементажем:	3,5
7.ПЗР перед цементированием:	1,8
8.Цементирование:	2,58
9.ОЗЦ:	24
10.Заключительные работы после затвердевания цемента:	1,4
11.Испытание колонны на герметичность:	1,5
12.Чистка шахты, установка превентора и прочие работы:	11
13.Чистка шахты, демонтаж превентора, работы по спуску НКТ, опрессовка колонны:	108
Итого	406,64



8. Вопросы охраны труда и техники безопасности при креплении скважины одной из обсадных колонн

План работ по подготовке ствола скважины к спуску обсадных труб

Порядок проведения подготовки стволаопределяется требованием, обеспечивающим качество и надежность скважины, т.е. впервую очередь выполняются работы по обеспечению траектории ствола с заданнойинтенсивностью искривления. Затем - работы по расширению ствола в местахсужения или желобных выработок, а так же электрометрические работы в комплексес работами по очистке ствола скважины от шлама.

Таблица № 15. КНБК для снижения интенсивности искревления

Наименование требования, мероприятия	№, шифр нормативного документа	Номер позиций нормативного документа
1. Совмещение процессов углубления и подготовки стволаскважины достигается путем включения в КНБК непосредственно над долотом (или расширителем) специального калибратора или заменяющего его участка УБТ, размеры которого для каждого случая следует определять в соответствии с нижеизложенными требованиями.	1	2.2.1.1
2. При роторном способе КНБК должны собираться по следующей схеме: долото; наддолотный участок КНБК, обеспечивающий проходимость обсадных труб; участок КНБК, обеспечивающий осевую нагрузку на долото; бурильные трубы. Диаметр и длина наддолотного участка КНБК определяется по расчету.	1	2.2.1.2
3. При углублении ствола забойными двигателями, если корпус двигателя по диаметру способен выполнять роль наддолотного участка КНБК, обеспечивающего проходимость обсадных труб, применять дополнительное наддолотное устройство не обязательно. Участок КНБК, обеспечивающий осевую нагрузку надолото, должен соответствовать режиму бурения, предусмотренному проектом. При необходимости его следует стабилизировать путем установки центраторов.	1	2.2.1.3
4. В наклонно-направленных и горизонтальных скважинах перед спуском обсадных трубствол должен быть проработан и прокалиброван КНБК, содержащей над долотом стандартный полноразмерный калибратор. Износ такого калибратора по диаметру должен быть минимальным.	1	2.2.1.4

Таблица № 16. КНБК для расширения ствола скважины

Наименование требования, мероприятия	№, шифр нормативного документа	Номер позиций нормативного документа
1. Если после углубления наклонно-направленного или горизонтального участка ствола потребуется его расширение для спуска обсадных труб , то расширение следует выполнять с применением КНБК, обеспечивающей требования п.п. 2.1.2 и 2.1.3.	1	2.2.2.1
2. Проработку скважины при калибровке следует вести только в тех интервалах, где обнаружатся "посадки" и "затяжки" инструмента до полного устранения последних.	1	2.2.2.2
3. Если проектом строительства скважины предусмотрено расширение интервала крепления раздвижными расширителями типа РРБ или подобными, углубление этого участка ствола следует производить компоновкой, выбранной в соответствии с п.п.2.2.1.1.-2.2.1.3.	1	2.2.2.3
4. При проработке необходимо обеспечить непрерывную равномерную подачу долота. Число оборотов ротора и режим промывки должны быть такими же, как и при углублении этого интервала. Допустимая осевая нагрузка на долото - 20 кН (2,0 тс).	1	2.2.2.4
5. Если при углублении или расширении ствола были использованы КНБК, не отвечающие требованиям п.п.2.2.1.2 или 2.2.1.3 настоящей инструкции, то следует предусмотреть подготовку ствола жесткими КНБК. При этом не следует повышать жесткость КНБК, если в процессе предыдущей проработки "посадки" и "затяжки" инструмента отсутствовали.	1	2.2.2.4

Таблица № 17. Очистка ствола скважины от шлама

Наименование требования, мероприятия	№, шифр нормативного документа	Номер позиций нормативного документа
1. После окончания операций расширения, проработки или калибровки ствола скважины, следует произвести промывку ствола в течение не менее двух циклов циркуляции с максимально возможной при данной глубине ствола подачей жидкости на забой. Скорость восходящего потока в затрубном пространстве должна быть не менее 1,0м/сек.	1	2.2.3.1
2. В процессе очистки ствола параметры циркулирующей среды в интервале ее применения должны соответствовать проекту на строительство скважины.	1	2.2.3.2
3. В процессе промывки ствола необходимо расхаживать бурильную колонну в пределах длины ведущей трубы, а при подъеме бурильных труб постоянно заполнять ствол циркулирующей жидкостью.	1	2.2.3.3
4. После промывки ствола бурильную колонну следует спустить до забоя и при подъеме произвести контрольный замер длины бурильных труб с помощью стальной рулетки для уточнения фактической глубины скважины. Результаты контрольного промера следует отразить в буровом журнале.	1	2.2.3.4
5. Готовность ствола к спуску обсадных труб необходимо отметить соответствующей записью в вахтовом журнале и суточном рапорте бурового мастера.	1	2.2.3.5

Таблица № 18. Очистке ствола, связанные с геофизическими исследования

Наименование требования, мероприятия	№, шифр нормативного документа	Номер позиций нормативного документа
1. После очистки ствола осуществить подъем бурильной колонны не ранее чем за 3 часа до производства электрометрических работ в стволе.	1	2.2.4.1
2. В случае продолжительности электрометрических работ более 16 часов, наличия в стволе сужения или желобных выработок, выявленных по данным каверно- и профилеметрии, а также затяжек при подъеме бурильных труб или геофизических зондов, ствол необходимо проработать (прошаблонировать) той же КНБК, которая применялась при расширении ствола	1	2.2.4.2

План работ по спуску колонн обсадных труб

Разрешение на спуск обсадных труб дает главный инженер бурового предприятия или назначенное им лицо, ответственное закрепление скважины, после проверки готовности ствола скважины и технических средств к выполнению этих работ.

Спуск обсадных труб осуществляется в соответствии с программой проекта на строительство скважины под руководством начальника буровой (бурового мастера) и ответственного представителя бурового предприятия. Отступления от программы в части организации работ допускаются лишь по согласованию с главным инженером бурового предприятия или замещающим его должностным лицом. При отсутствии оперативной связи и экстренной необходимости решение об отступлении от программы принимает ответственный представитель бурового предприятия, но при этом решение не должно увеличивать степень риска больше допустимого.

В целях обеспечения бесперебойной работы технических средств на период спуска обсадных труб по усмотрению ответственного лица на буровой следует обеспечить дежурство технических специалистов (слесаря, электромонтера, моториста, электросварщика и др.).

Таблица № 19. Спуск обсадных колонн в один прием

Наименование требования, мероприятия	№, шифр нормативного документа	Номер позиций нормативного документа
1. Для спуска обсадных труб следует применять, соответствующие по размерам и грузоподъемности элеваторы, клиновые захватные устройства (слайдеры) и пневмоклиновые захваты	1	2.4.1.1
2. Затаскивание обсадных труб с мостков в буровую следует осуществлять при навинченных предохранительных кольцах	1	2.4.1.2
3. Обсадные трубы следует оборудовать комплексом элементов технической оснастки: башмаком, обратным клапаном, центраторами и, при необходимости, наружными пакерующими устройствами, скребками и др.	1	2.4.1.3
4. Посадка элеватора на стол ротора должна осуществляться плавно, с обеспечением удобства и безопасности работ по снятию и переносу штропов.	1	2.4.1.4
5. В целях повышения герметичности резьбовых соединений и снижения сил трения перед свинчиванием резьбу обсадных труб покрывают соответствующей смазкой, рекомендуемой проектом на строительство скважины.	1	2.4.1.5
6. Величина крутящего момента при докреплении резьбовых соединений, зависит от типоразмеров обсадных труб и регламентируется заводом-изготовителем	1	2.4.1.6
7. После свинчивания и крепления соединений, резьба ниппельного конца трубы должна быть завинчена в муфту таким образом, чтобы последняя нитка резьбы совпала с плоскостью торца муфты. Отклонения от этого требования допускаются в пределах + 1 нитки резьбы.	1	2.4.1.7
8. В целях предупреждения возможности отвинчивания нижних обсадных трубкондукторов (в процессе последующего углубления скважины) рекомендуется вовремя спуска электросваркой обварить прерывистым швом нижние 5-6 свинченных и закрепленных резьбовых соединений.	1	2.4.1.8
9. Буровой мастер, бурильщик или другое ответственное лицо должны осуществлять контроль за правильным свинчиванием и докреплением резьбовых соединений обсадных труб.	1	2.4.1.9
10. В процессе спуска обсадной колонны необходимо контролировать характер заполнения ее по объему вытесняемой из скважины жидкости и изменению нагрузкина крюке.	1	2.4.1.10
11. В процессе спуска обсадных колонн необходимо производить восстановление циркуляции или промежуточные промывки ствола, периодичность которых определяется проектом на строительство скважины для каждой конкретной колонны(направление, кондуктор, промежуточная и эксплуатационная) с учетом опыта крепления на данной площади.	1	2.4.1.511
12. В случае возникновения признаков поглощения и снижения уровня жидкости в затрубном пространстве следует принять меры по заполнению его буровым раствором и восстановить циркуляцию или принять другое решение в зависимости от конкретных геолого-технических условий, оставаясь в пределах, разрешенных проектом на строительство скважины.	1	2.4.1.12
13. Допуск обсадных колонн до забоя, которые предусматривается оборудовать колонными головками, противовыбросовыми устройствами или фонтанной арматурой, следует осуществлять без подгоночных патрубков. отсутствовали.	1	2.4.1.13



Таблица № 21. Спуск обсадных колонн, хвостовиков и секций колонн

Наименование требования, мероприятия	№, шифр нормативного документа	Номер позиций нормативного документа
1. При креплении скважины обсадными колоннами, которые спускаются секциями или хвостовиками, следует в полном объеме выполнять перечень организационно-технических мероприятий, осуществляемых в процессе подготовительных работ перед спуском обсадных труб в один прием, согласно указаниям раздела 2.4.1.настоящей инструкции.	1	2.4.2.1
2. Общая длина хвостовика или секции обсадной колонны в проекте на строительство скважины выбирается из условия, чтобы "головка" нижней секции(хвостовика) располагалась выше башмака предыдущей обсадной колонны не менее, чем на 10 м.	1	2.4.2.2
3. Необходимо произвести опрессовку труб, дефектоскопию и проверочный расчет бурильной колонны на прочность в соответствии с указаниями проекта на строительство скважины, исходя из максимальных давлений и растягивающих нагрузок, которые ожидаются при спуске и цементировании хвостовика или секций. Давление опрессовки бурильных труб должно на 20% превышать величину максимального ожидаемого давления при цементировании секций.	1	2.4.2.3
4. В процессе выполнения работ по подготовке ствола скважины к спуску секций(хвостовика) следует зафиксировать по индикатору веса нагрузку на крюке, создаваемую той частью бурильной колонны, которую планируется использовать прикреплении скважины.	1	2.4.2.4
5. Для крепления скважины секциями или хвостовиками рекомендуется использовать специальные устройства для спуска, цементирования, стыковки секций.	1	2.4.2.5
6. Для спуска хвостовиков, перекрывающих пласты с АВПД, необходимо использовать устройства типа, "подвеска-пакер".	1	2.4.2.6
7. Бурильные трубы, предназначенные для спуска секций или хвостовика, необходимо: -проверить наружным осмотром; -прошаблонировать по минимальному внутреннему диаметру (размеры шаблонов указаны в таблице); -измерить длину с помощью стальной рулетки; - пронумеровать в порядке очередности их использования.	1	2.4.2.7



План работ по цементированию обсадных колонн

Таблица № 22. Цементировочное оборудование

Наименование требования, мероприятия	№, шифр нормативного документа	Номер позиций нормативного документа
1. Потребное количество цементировочного оборудования для выполнения одной конкретной операции по цементированию обсадной колонны (для направления, кондуктора, промежуточной, эксплуатационной) определено в проекте на строительство скважины с учетом его технических характеристик и условий применения.	1	2.5.1
2. На выделение цементировочного оборудования для производства работ по цементированию колонн, включая приготовление и доставку на буровую тампонажных материалов, буровая организация подает заявки тампонажной службе (управлению, конторе, цеху).	1	2.5.1.2
3. После получения заявки тампонажная служба осуществляет соответствующую подготовку цементировочного оборудования к работе, составляет рецептуры тампонажных растворов и, после согласования ее с буровой организацией, готовит тампонажные материалы и доставляет их на буровые.	1	2.5.1.3
4. Перед выполнением ответственных операций необходимо осуществить настройку и тарировку приборов станции СКЦ.	1	2.5.1.4
5. Перед выполнением тампонажных работ проводится подготовка насосных установок, она должна включать: -опрессовку всех элементов нагнетательного манифольда в собранном виде на полуторакратное ожидаемое при работе давление.	1	2.5.1.5
6. Подготовка к работе цементировочной головки должна включать: -оснащение кранами в количестве, соответствующем числу БМ-700 и насосных установок, подключаемых к головке; -проверку на исправность стопорных болтов и их уплотнений; -проверку резьб под муфту обсадной трубы и крышки; -опрессовку на полуторакратное давление, ожидаемое при работе.	1	2.5.1.6



Таблица № 23. Процесс цементирования

Наименование требования, мероприятия	№, шифр нормативного документа	Номер позиций нормативного документа
1. Руководство всеми работами по цементированию обсадной колонны осуществляет ответственное лицо - инженер, назначаемый руководством бурового предприятия.	1	2.6.2.1
2. По окончании спуска колонны скважину следует промыть до выравнивания параметров промывочного раствора на входе и выходе скважины. Производительность насосов при этом должна быть не менее, чем при бурении нижнего интервала стволаскважины	1	2.6.2.2
3. Применять следует тот тип буферной жидкости, который указан в проекте на строительство скважины. При этом, необходимо соблюдать технологию использования каждого типа буферной жидкости.	1	2.6.2.3
4. Если в процессе цементирования будет обнаруживаться загазирование промывочного раствора, выходящего из скважины, то цементирование необходимо продолжить при закрытом превенторе с регулированием противодавления в затрубном пространстве.	1	2.6.2.4
5. В целях сохранения природной проницаемости пористых и пористо-трещиноватых коллекторов необходимо применять тампонажные растворы с минимально возможной фильтрацией и общей минерализацией, приближающейся к минерализации бурового раствора, применявшегося при вскрытии этих горизонтов.	1	2.6.2.5
6. Весь процесс цементирования рекомендуется контролировать с помощью станции контроля цементирования.	1	2.6.2.6
7. Давление в процессе цементирования не должно превышать 80% давления опрессовки обсадных труб.	1	2.6.2.7
8. В процессе цементирования нельзя допускать остановок и необходимо непрерывно следить за характером циркуляции.	1	2.6.2.8
9. Применение цемента без проведения лабораторного анализа в условиях, соответствующих цементированию этой колонны (температура, давление, начало и конец схватывания, загустевание, прочность и др.), запрещается.	1	2.6.2.9



Заключение

В ходе выполнения курсового проекта на тему “Проект крепления наклонно-направленной эксплуатационной скважины на площади Гаршинского месторождения, приведены расчёты и обоснования по всем вопросам освещенным в ней.

В общей и геологической части приведены развернутые географо-экономические характеристики района работ, характеристики нефтегазоносности района и геологические условия разреза.

В технологической части были решены все задачи проектирования эксплуатационной скважины (выбор способа бурения; проектирование: профиля и конструкции скважины, процесса углубления скважины, процессов закачивания скважины, организация работ по креплению скважины, освоения скважины в процессе бурения, разработка мероприятий по предупреждению осложнений и аварий при сооружении скважины, выбор буровой установки)

Большое внимание уделено безопасности и жизнедеятельности работающего персонала, охране окружающей среды. Рассмотрены чрезвычайные ситуации.

Данный курсовой проект является одной из основых частей выпускного диплома по специальности.

Список использованных источников

1. Технология создания конструкции открытого забоя скважины, РД 39 - 2 - 1319 - 85.

2. Басаргин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология бурения нефтяных и газовых скважин: Учеб. для вузов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. - 679 с.: ил.

3. Калинин А.Г., Левицкий А.З., Мессер А.Г., Соловьев Н.В. Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые. - М.: Недра, 2001.- 448 с.

4. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности, ПБ 08-624-03.

5. Иогансен К.В. Спутник буровика: Справочник. - М: Недра, 1990. 302с.

6. Элияшевский Н.В. и др. Типовые задачи и расчеты в бурении. -М: Недра, 1982.-296 с.

7. Абубакиров В.Ф., Архангельский В.А., Буримов Ю.Г., Малкин И.Б. "Буровое оборудование". Справочник в 2-х томах. Том I. 2000 г.

8. Рязанов В.И., Борисов К.И. Расчет колонн бурильных труб: Учебное пособие. - Томск: Изд.ТПУ, 2002.

9. Чубик П.С. Квалиметрия буровых промывочных жидкостей. - Томск: Изд. НТЛ, 1999. - 300с.

10. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидромеханика в бурении. Учебник. - М.: Недра, 1997. - 174с.

11. Евсеев В.Д. Физика разрушения горных пород при бурении нефтяных и газовых скважин: Учебное пособие.- Томск: Изд-во ТПУ, 2004. - 151с.

12. Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. Буровые промывочные и тампонажные растворы: Учеб. пособие для вузов. - М.: ОАО “Издательство Недра”, 1999. - 424 с.

13. Калинин А.Г., Левицкий А.З., Никитин Б.А. Технология бурения разведочных скважин на нефть и газ: Учебник для вузов - М.: Недра, 1998.

14. Инструкция по расчёту обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. - М.: ВНИИТнефть, 1997.

15. Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин, РД 39-00147001-767-2000 (М. 2000 г).

16. Редутинский Л.С. Расчет параметров цементирования обсадных колонн.: Изд. ТПУ, 1997. - 46 с.

17. Булатов А.И., Макаренко П.П., Будников В.Ф., Басарыгин Ю.М.. Под. ред. Булатова А.И.. Теория и практика заканчивания скважин . М. ОАО "Издательство "Недра", 1998. - Т. 5. - 375 с. Ил

18. Пустовойтенко И.П. Предупреждение и ликвидация аварий в бурении. - М.: Недра, 1988. - 279 с.

19. Ясов В.Г., Мыслюк М.А. Осложнения в бурении: Справочное пособие. - М.: Недра, 1991. - 333 с.

20. Ильский А.П., Шмидт А.П. Буровые машины и механизмы: Учебник. - М.: Недра, 1989. - 194с.

21. Атаманюк В.Г. и др. Гражданская оборона. - М.: Высшая школа. 1987. - 287с.

22. Плахов А.М., Свиридов Ю.Ф. Вопросы охраны труда: Учебное пособие. - Томск, 2000. - 110 с.

23. Ширшков А.И. Охрана труда в геологии. - М.: Недра, 1990. - 235с.

24. Геофизические методы исследования скважин.Под ред. В. М. Запорожца. М.: Недра, 1983.

25. Рязанов Я.А. Энциклопедия по буровым растворам. Издательство «Летопись»,2004.

26. Соловьев Е.М. Задачник по заканчиванию скважин. - М.: Недра.,1989.

27. Крылов В.И. Проектирование профилей наклонно - направленных скважин. - М.:ГАНГ,1996.

28. Соловьев Е.М. Заканчивание скважин. - М.: Недра.,1979.

29. Трубы нефтяного сортамента. Справочник под ред. Сарояна А.Е. - М.:Недра,1987. Размещено на Allbest.ru