Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Озерной площади

Размещено на http://www.allbest.ru

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«Иркутский государственный технический университет»

Институт недропользования

Кафедра «Нефтегазовое дело»

Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Озерной площади

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к курсовому проекту по дисциплине

«Технология бурения нефтяных и газовых скважин»

Иркутск 2015 г.



ВВЕДЕНИЕ

Среди важнейших видов промышленной продукции, объемы производства которой определяют современное состояние и уровень развития материально-технической базы страны, одно из главных мест отводится производству и потреблению нефтепродуктов и добыче нефти и газа. геология скважина буровой нефтяной

Бурное развитие нефтяной промышленности началось в XX веке, когда стали широко применяться двигатели внутреннего сгорания, требующие тяжелого и легкого горючего и разнообразных смазочных масел. Особенно быстро начала развиваться мировая нефтегазовая промышленность с тех пор, как нефть и газ стали использовать в качестве сырья для химической промышленности. Нефть, газ и продукты их переработки оказывают огромное влияние на развитие экономики страны, на повышение материального благосостояния народа. Поэтому темпам роста нефтяной и газовой промышленности постоянно уделяется большое внимание. Важным фактором в увеличении добычи нефти является бурение скважин. Данный проект предусматривает проектирование строительства скважины на Озёрном месторождении. Озёрное месторождение расположено на территории заказника «Нижневишерский» вокруг памятника природы - озера Нюхти. ООО БКЕ «Евразия » разрабатывает это месторождение в сложных геологических условиях, требующих больших затрат на охрану окружающей среды.



1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ПО ЭКОНОМИКЕ И ГЕОЛОГИИ РАЙОНА РАБОТ

1.1 Географо-экономическая характеристика района работ (территории)

Таблица 1

Наименование	Значение (текст, название, величина)
Площадь (месторождение)	Озёрное
Административное расположение: Республика Область (край) Район	Россия Пермский Красновишерский
Год ввода площади в бурение	1977
Температура воздуха °С, среднегодовая наибольшая летняя наименьшая зимняя	- 0,2 + 36 - 45
Среднегодовое количество осадков, мм	633
Максимальная глубина промерзания грунта, м	1,7
Продолжительность отопительного периода в году, сутки	235
Продолжительность зимнего периода в году, сутки.	167
Азимут преобладающего направления ветра, град.	225-270
Рельеф местности	Полого-всхолмленная равнина
Состояние местности -	Заболоченная
Толщина, см - снежного покрова - почвенного слоя	80 20
Растительный покров	Смешанный лес
Категория грунта	Вторая



1.2 Геология месторождения (площади)

Таблица 2

1	2	3	4	5	6	7
1208	1258	1220	1270	С2рd	Подольский горизонт	Чередование известняков и аргиллитов
1258	1308	1270	1320	С2ks	Каширский горизонт	Известняки биоморфные
1308	1375	1320	1387	С2vr	Верейский горизонт	Известняки детритовые
1375	1433	1387	1445	С2b	Башкирский ярус	Известняки биоморфные, Водорослевые, сгустковые
1433	1663	1445	1676	С1s +С1v3	Серпуховской ярус	Известняки окремленные с кальцитом
1663	1702	1676	1715	С1tl(К)	Тульский горизонт (карб. отл.)	Известняки глинистые
1702	1725	1715	1738	С1tl(Т)	Тульский горизонт (терр. отл.)	Песчаники мелкозернистые, аргиллиты
1725	1838	1738	1852	D3fm	Фаменский ярус	Известняки рифогенные



1.3 Стратиграфия и литология нефтегазоносных комплексов пород

Таблица 3.



1.4 Характеристика коллекторских и гидродинамических свойств продуктивных горизонтов

Совмещенный график давлений

Таблица 7.

Глубина, м	Индекс стратиграфического подразделения	Давление, МПа	Характеристика давлений: пластового (порового) давления гидроразрыва пород	Глубина спуска колонны, м	Плотность БР, г/см3
		Пластовое	Гидроразрыва
16	Q	14,6 13,5-16	1,5 11,1 14,8 18,2 21,1 21,9 23,4			1,08
136	Р2u					1,21
326	Р1ir
546	Р1fl					1,0
613	Р1аr
736	Р1s+а(Т)
892	Р1s+аs(К)
1070	Р1s+аs					1,12 - 1,14
1160	С3
1220	С2mс
1270	С2рd
1320	С2ks
1387	С2vr					1,14
1445	С2b
1676	С1s+С1v3
1715	С1tl(К)
1738	С1tl(Т)
1852	D3fm

1.5 Зоны возможных геологических осложнений

ОСЫПИ И ОБВАЛЫ СТЕНОК СКВАЖИНЫ

Таблица 9

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Мероприятия по ликвидации последствий
	От (верх)	До (низ)
Q + Р2u	0	16	Спуск направления, кондуктора. Бурение с промывкой буровым раствором в соответствии с установленными показателями. Проработка ствола в интервалах обвалообразования. Промывка. Установка цементных мостов в процессе бурения не позднее, чем через 36 часов после вскрытия артинских терригенных и верейских отложений.
Р2u	16	136
С2ks + С2vr	1320	1387
D3fm	1738	1852

НЕФТЕГАЗОВОДОПРОЯВЛЕНИЯ

Таблица 10

Индекс стратигра- фического подразде- ления	Интервал по стволу, м	Вид проявляе-мого флюида	Условия возникновения	Характер проявлений
	от (верх)	до (низ)
С2b	1387	1445	нефть	При бурении с промывкой буровым раствором с отклонением параметров заданного бурового раствора	Пленка нефти Пленка нефти Пленка нефти
С2tl+D3fm	1760	1779	нефть
D3fm	1779	1837	нефть



2. ПРОФИЛЬ И КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ

2.1 Проектирование конструкции скважины

Конструкция скважины определяется числом спущенных обсадных колонн, отличающихся друг от друга глубиной спуска, диаметром, толщиной стенки, группой прочности, применяемых долот по интервалам, а также высотой подъема цементного раствора в затрубном пространстве.

Выбор числа обсадных колонн и глубины спуска производится по совмещенному графику давления. Выбор конструкции скважины производится на основании геологических условии залегания пород, ожидаемых осложнений, глубины скважины и т.д.

На данной площади для успешной проводки скважины спускаются следующие обсадные колонны:

Направление - для перекрытия неустойчивых обваливающихся, осыпающихся пород, ликвидации зоны поглощения, цементируется до устья.

Кондуктор - для перекрытия неустойчивых обваливающихся, осыпающихся пород, предупреждения прихвата бурильной колонны, перекрытия интервала поглощения и изоляции пресных подземных вод от загрязнения, цементируется до устья.

Техническая колонна - для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции водоносных горизонтов от загрязнения.

Эксплуатационная колонна - для разобщения продуктивных горизонтов, извлечения нефти на поверхность при испытании, цементируется до устья. Расчет диаметров обсадных колонн и долот производится снизу вверх. Диаметр эксплуатационной колонны принимается из условия ожидаемого дебита и наличия эксплуатационного и ремонтного инструмента, оборудования, и принимается равным 0,168 м по ГОСТ 632-80.

Определяется диаметр долота под эксплуатационную колонну:



D_д.эк. = d_м + 2д = 0,188 + 2 Ч 0,012 = 0,212м,

где d_м - диаметр муфты эксплуатационной колонны, д - зазор между муфтой эксплуатационной колонны и стенками скважины, зависящий от диаметра и типа соединения обсадной колонны профиля скважины, сложности геологических условии, выхода из под башмака предыдущей колонны и т.д. Принимается 0,02 м. из опыта бурения. Принимается согласно ГОСТу 20692-75 диаметр долота 0,2159 м.

Определяется диаметр технической колонны из условия прохождения долота по эксплуатационной колонне:

D_внк = D_д.эк. + (0,006ч0,008)=0,2159 + 0,006 = 0,2219 м,

где 0,006ч0,008 м зазор между долотом и внутренним диаметром технической колонны. Принимается диаметр технической колонны по ГОСТу 632-80 равный 0,245 м.

Определяется диаметр долота под техническую колонну:

D_д.т. = D_м + 2д = 0,271 + 2 Ч 0,012 = 0,295м.

Принимается диаметр долота по ГОСТу 20692-75 равный 0,2953 м.

Определяется диаметр кондуктора:

D_вн.к = D_д.т + (0,006 ч 0,008) = 0,2953 + 0,006 = 0,3013 м,

где 0,006ч0,008 м зазор между долотом и внутренним диаметром технической колонны. Принимается диаметр кондуктора по ГОСТу 632-80 равный 0,324 м.

Определяется диаметр долота под кондуктор:



D_д.к = d_м + 2д = 0,351 + 2 Ч 0,015 = 0,381 м.

Принимается диаметр долота по ГОСТу 20692-75 равный 0,3937 м.

Определяется диаметр ІІ направления:

D_вн.н = D_д.к + 0,006 = 0,3937 + 0,006 = 0,3997м.

Принимается по ГОСТу 632-80 диаметр направления 0,426 м.

Определяется диаметр долота под II направление:

D_д.н = d_мн +2д = 0,451+2 Ч 0,02 = 0,491 м.

Принимается по ГОСТу 20692-72 диаметр долота равный 0,490 м.

Диаметр I направления равен 0,530 м.

Диаметр долота под I направление равен 0,6 м.



КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ

Схема 1

2.2 Выбор и расчет профиля наклонно-направленной скважины

Принимается для бурения наклонно-направленной скважины. На данной площади 3-х участковый профиль, состоящий из вертикального участка, искривленного участка и прямолинейно-наклонного участка. Учитывается для расчета, что третий участок представляет приблизительно прямую линию. Глубина зарезки наклонного ствола на глубине 200 метров. Бурение искривленного участка осуществляется отклонителем ШО1-195. При бурении под эксплуатационную колонну для изменения направления ствола скважины используют отклонитель ШО-195. Первый спуск отклонителя осуществляется по меткам. Последующие ориентирования отклонителя на забое производится с помощью телесистемы. Интенсивность искривления участка набора кривизны, угла (искривленного участка) принимается i₁₀ = 1°.

РАСЧЕТ НАКЛОННОГО СТВОЛА СКВАЖИНЫ

Исходные данные:

Глубина скважины L _в - 1838 м.

Глубина зарезки наклонного ствола Н _в = 200 м.

Диаметр долота D _д = 0,2953 м.

Диаметр забойного двигателя D _з.д = 0,24 м.

Длина отклонителя L_.що= 10м.

Длина забойного двигателя L _2тсш = 17 м.

Определяется радиус искривления ствола скважины:

R = Ч 10 Ч К = Ч 10Ч 1,05 = 600 м,

где К - коэффициент, учитывающий ошибки в расчетах принимается (1,05ч1,10).

Определяются минимальные радиусы искривленного ствола скважины при использовании различных забойных двигателей:

= = = 282 м;

f_от = = = 9,9 мм;

I = 0,049 = 0,049 Ч 24⁴ = 16,257см²;

= = = 429,4 м,

где К₁ - принимаемый зазор между забойным двигателем и стенкой скважины, в зависимости от твердости горных пород 2 - 6см;

f _зд - прогиб отклонителя забойного двигателя в искривленном стволе скважины;

I - момент инерции поперечного сечения забойного двигателя;

Е - модуль Юнга, Е = 2,1 Ч 10⁷

= = = 599 м,

f_зд = = = 6,31 мм;

I = 0,049 = 0,049 Ч 19,5⁴ = 7085 см²,

где: q _зд - масса забойного двигателя длиной в 1 см (кг).

Так как минимальные радиусы меньше расчетного радиуса искривления ствола скважины, то принимается R = 600 м.

Определяется максимальный угол наклона ствола скважины:

соs б = = = 0,9910; б = 7^о,

где: А - проложение - 200 м; Н = L_в - Н_в = 1838 - 200=1638 м.

Определяется горизонтальная проекция искривленного участка:

а = R Ч (1 - соs б) = 600 Ч (1 - 0,9910) = 5,4 м.

Определяется вертикальная проекция искривленного участка:

h = R Ч sin б = 600 Ч 0,1219 = 73,14 м.

Определяется вертикальная проекция прямолинейного наклонного участка:

Н = L_в - (Н_в + h) = 1838 - (200 + 73,14) = 1565 м.

Определяется горизонтальная проекция прямолинейного наклонного участка:

А = Н Ч tg б = 1565 Ч 0,1228 = 192 м.

Определяется длина искривленного участка:

?₂ = 0,01745 Ч R Ч б = 0,01745 Ч 600 Ч 7 = 73,3 м.

Определяется длина прямолинейного наклонного участка:

?₃ = Н₁ / соs б = 1565 / 0,9910 = 1579 м.

Определяется длина наклонного участка:

L_н = ?₁ + ?₂ + ?₃ =200 + 73,3 + 1579 = 1852 м.

Определяются коэффициенты приращения по интервалам наклонной скважины:

к₂ = ?₂ / h = 73,3 / 73,1 = 1,002;

к₃ = ?₃ / Н = 1579 / 1565 = 1,009.



ПРОФИЛЬ НАКЛОННОЙ СКВАЖИНЫ

Схема 2



3. ВЫБОР ТИПА И ПАРАМЕТРОВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

Типы буровых растворов выбираются по интервалам бурения с учетом геолого-технических условий, опыта проводки скважины на данной площади с целью предупреждения осложнений, снижения проницаемости продуктивных пластов и получения максимальных технико-экономических показателей бурения скважины.

Бурение под I направление в интервале от 0 до 12 м «всухую» шнеком D_д = 600 мм.

Бурение под II направление в интервале от 12 до 40 м. ведется на естественном глинистом растворе с = 1080 кг/м³, УВ = 20-25 с, рН = 6,5.

Бурение под кондуктор от глубины II направления до башмака кондуктора от 40 до 160 м ведется на глинистом растворе с = 1230-1240 кг/м³.

Бурение под техническую колонну от 160 до 579 м, на соленасыщенном растворе с = 1,21-1,23 г/см³, УВ = 22 с.

Бурение под эксплуатационную колонну в интервале от 579 до 972 м. ведется на технической воде с = 1000 кг/м³, остальные параметры не регулируются;

в интервале от 972 до 1497 м - ХНР (хлорнатриевый раствор), с = 1120-1140 кг/м³, остальные параметры не регулируются;

в интервале от 1497 до 1852 м - на безглинистом растворе на основе полисахаридов с с = 1120-1140 кг/м³, УВ=20-25 с, фильтроотдача 6-8 Ч 10-⁶ м³ Ч 30 мин, рН = 7,5-8,5, корка - пленка.

Определяется плотность бурового раствора из условия предупреждения проявления.

С_б.р = Р_пл Ч К / 0,01L = 14,08Ч1,05 / 0,01Ч1838 = 804 кг/м³.

С целью предупреждения проявления продуктивного пласта и осложнений вышележащих пластов принимается с_б.р = 1140 кг/м³, со следующими параметрами: УВ=25-30 с, фильтроотдача 6-8 Ч 10-⁶ м³ Ч 30 мин, рН=7,5-8,5, корка - пленка, СНС = 0.

Определяется количество материалов для приготовления и обработки бурового раствора по интервалам:

V_м - объем мерников, м³;

К₁ - коэффициент кавернозности 1,1;

К₂ - коэффициент, учитывающий потери бурового раствора от фильтрации 1,1;

К₃ - коэффициент, учитывающий потери бурового раствора при его очистке 1,1;

Интервал бурения 0 - 12 м:

V_бр = V_м + 0,785 Ч Ч L_н Ч К₁ Ч К₂ Ч К₃ = 50 + 0,785 Ч 0,490² Ч 40 Ч 1,1 Ч 1,1 Ч 1,1 = 55,6м³.

Интервал бурения 0 - 40 м:

V_бр = V_м + 0,785 Ч D_д² Ч L_н Ч К₁ Ч К₂ Ч К₃ = 50 + 0,785 0,490² Ч 40 Ч 1,1 Ч 1,1 Ч 1,1 = 60,5м³.

Интервал бурения 0 - 160 м:

V_бр = V_м + 0,785 Ч D_д² Ч L_н Ч К₁ Ч К₂ Ч К₃ =50 + 0,785 Ч 0,3937² Ч 160 Ч 1,1 Ч 1,1 Ч 1,1 = 76 м³;

Интервал бурения 0 - 579м.:

V_бр = V_м + 0,785 Ч D_д² Ч L_н Ч К₁ Ч К₂ Ч К₃ = 50 + 0,785 Ч 0,2953² Ч 579 Ч 1,1 Ч 1,1 Ч 1,1 = 101 м³;

Интервал бурения 0 - 972 м:

V_бр = V_м + 0,785 Ч D_д² Ч L_н Ч К₁ Ч К₂ Ч К₃ = 50 + 0,785 Ч 0,2159² Ч 972 Ч 1,1 Ч 1,1 Ч 1,1 = 102 м³;

Интервал бурения 0 - 1497 м:

V_бр = V_м + 0,785 Ч D_д² Ч L_н Ч К₁ Ч К₂ Ч К₃ = 50 + 0,785 Ч 0,2159² Ч 1497 Ч 1,1 Ч 1,1 Ч 1,1 = 118 м³;

Интервал бурения 0 - 1852 м:

V_бр = V_м + 0,785 Ч D_д² Ч L_н Ч К₁ Ч К₂ Ч К₃ = 50 + 0,785 Ч 0,2159² Ч 1852 Ч 1,1 Ч 1,1 Ч 1,1 = 141 м³.

Для приготовления бурового раствора применяется гидросмеситель УС - 6 - 30. Для обработки бурового раствора химическими реагентами применяют глиномешалку МГ-2-4.

Для очистки бурового раствора применяется циркуляционная система: 2 вибросита (DЕRRІСК), гидроциклоны, илоотделитель, центрифуга, емкость-отстойник.



4. БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА

Состав бурильной колонны в конце бурения скважины:

Долото 0,2159 м; Д2-195; УБТ - 178, ТУ - 19-3-385 -79;

бурильные трубы ТБПВ диаметром 127 Ч 9,19 мм группы прочности Д, длиной L = 800 м; ЛБТ-178 Ч 11;

масса одного погонного метра БТ q_бт = 0,000298 МН;

допустимая растягивающая нагрузка ТБПВ р_ст = 1,24 МН;

перепад давления на забойном двигателе р_зд+д = 10 МПа;

G = 0,16 МН;

Q_зд+д = 0,014 МН;

l_зд+д = 8 м;

n = 1,3.

Определяется длина УБТ:

L_убт = (к Ч G - Q_зд - р_зд Ч F_к) / q_убт = (1,25 Ч 0,16 - 0,014 - 10 Ч 0,0093) / 0,00156 = 34м.

где G - осевая нагрузка на долото; Q_зд - масса забойного двигателя и долота 1400 кг; F_к - площадь трубного пространства бурильных труб.

Исходя из опыта бурения на данной площади принимается L_убт =25 м.

Определяется допустимая длина ЛБТ из условия растяжения:

L_лбт = (р_ст / n - (Q_убт + Q_тбпв + Q_зд) - р_зд Ч F_к) / q_лбт = (1,24 / 1,3 - (0,00156 Ч 25 + 0,000298 Ч 800 + 0,014) - 10 Ч 0,0093 / 0,00165 = 2652м,

n - запас прочности на растяжение для бурильных труб;

Определяется длина ЛБТ:

1_лбт = L_н - 1_зд - 1_убт - 1_тбпв = 1852 - 25 - 8 - 800 = 1019 м.

Определяется масса бурильной колонны:

Q_бк = Q_лбт + Q_убт + Q_тбпв + Q_зд = 0,014 + 25 Ч 0,00156 + 800 Ч 0,000298 + 0,000165 Ч 1019 = 0,45 МН.

Рекомендуется для бурения скважины следующие компоновки по интервалам.

Элементы КНБК

Таблица 12

Примечание	9	Бурение под І направление	Бурение под ІІ направление	Бурение под кондуктор	Бурение с отбором керна в солях	Бурение под техническую колонну вертикального участка
Суммарная масса КНБК, т	8	0,15	2,716	11,41	5,919	11,227
Суммарная длина КНБК, м	7	0,7	13,3	53,23	33,48	53,12
Техническая характеристика	Масса, кг	6	150	316	2400	145	347	4112	235	1536	235	4800	39	1080	4800	90	289	4112	200	1536	200	4800
	Длина, м	5	0,7	0,63	12,5	0,53	1	16,7	1	8	1	25	0,38	8,1	25	0,42	1	16,7	1	8	1	25
	Наружный диаметр, мм	4	600	490	203	393,7	393,7	240	390	203	390	203	212,7/80	164	178	295,3	295,3	240	292	203	292	203
Типоразмер, шифр	3	Шнековое долото	Долото	УБ	Долото	Калибратор	2ТСШ-240	Центратор	УБТ	Центратор	УБТ	Бурголовка	«Недра»	УБТ	Долото	Калибратор	2ТСШ-240	Центратор	УБТ	Центратор	УБТ
Номер по порядку	2	1	1	2	1	2	3	4	5	6	7	1	2	3	1	2	3	4	5	6	7
Условный номер КНБК	1	І	ІІ	ІІІ	ІV	V



5. КРЕПЛЕНИЕ СКВАЖИНЫ ОБСАДНЫМИ КОЛОННАМИ

5.1 Расчет промежуточных обсадных колонн для нефтяных скважин

Исходные данные:

Глубина скважины по стволу L_н = 1852 м;

Глубина скважины по вертикали L_в =1838 м;

Интервал цементирования чистым цементом L₂ = 286 м, (от башмака

эксплуатационной колонны до глубины на 200 м выше кровли

верхнего продуктивного пласта);

L₁ = 1566 м, интервал, цементируемый облегченным цементным раствором.

Пластовое давление 14,08 МПа;

Давление опрессовки 15 МПа;

Плотность цементного раствора с = 1830 кг/м³;

Плотность облегченного цементного раствора с = 1640 кг/м³;

Плотность бурового раствора с = 1130 кг/м³;

Плотность жидкости затворения с = 1000 кг/м³;

Снижение уровня жидкости в скважине Н = 1160 м;

Жидкость при снижении уровня в колонне с_гс = 1100 кг/м³;

Плотность нефти с_н = 743 кг/м³;

Зона эксплуатационного объекта 1₁ = 200 м;

Запас прочности на смятие n₁ = 1,15;

Запас прочности на внутреннее давление n₂ = 1,15;

Запас прочности на растяжение n₃ = 1,3;

Расчет на избыточные давления, наружные, ведется:

а) Для окончания цементирования колонны:

при Z = 0 р_ниz = 0

при Z = L_в

р_НИL = 10-⁶ Ч 10 Ч (с_оцр Ч L₁ + с_цр Ч L₂ - с_бр Ч L_в) = 10-⁶ Ч 10 Ч (1640 Ч 1566 + 1830 Ч 286 - 1130 Ч 1383) = 10,07 МПа.

б) При окончании эксплуатации:

при Z = 0 р_вио = 0

при Z = L_в

р^'_НИL = 10-⁶ Ч 10 Ч [с_гс Ч L_в - с_н Ч (L_в - Н)] = 10-⁶ Ч 10 Ч [1100 Ч 1838 - 743 Ч (1838 - 1160)] = 15,2 МПа.

Определяются наружные, избыточные давления в зоне продуктивного пласта с учетом коэффициента запаса смятия:

n₁ Ч р_НИL = 1,15 Ч 10,07 = 12,3 МПа;

n₁ Ч р^'_НИL = 1,15 Ч 15,2 = 17,5 МПа.

Этому значению соответствует обсадные трубы по ГОСТу 632-80, группы прочности «Д», толщина стенки д = 8 мм, р_кр = 20,1 МПа, р_ст = 0,97 МН, р_т = 32,2 МПа. q₁ = масса 1-го погонного метра - 0,000327 МН.

Определяется р'_НИL, в зоне эксплуатационного объекта на глубине

L₁ = L_в - 1₁ = 1838 - 200 = 1638м; р _НИL'1 =16,2 МПа.

Этому значению соответствуют обсадные трубы группы прочности «Д» с толщиной стенки 7,3 мм, р_кр = 16,7 МПа, р_ст = 0,86 МН, р_т = 29,4 МПа, q₁ = масса 1-го погонного метра - 0,000301 МН.

Определяется длина второй секции с д = 7,3 мм. Из условия растяжения:



L_доп = = = 2031 м; Q₁ = q₁ Ч l₁ = 0,000327 Ч 200 = 0,0654 МН.

Принимается длина второй секции:

L₂ = L_н - l₁ = 1852 - 200 = 1652м;

Определяется масса второй секции:

Q₂ = q₂Ч 1₂ = 0,000301Ч 1652 = 0,497 МН;

Определяются внутренние, избыточные давления при Z = 0

р_у = р_пл - 10-⁶ Ч g Ч р_н Ч L_в = 14,08 - 10-⁶ Ч 10 Ч 743 Ч 1838 = 0,48 МПа, т.к. р_оп > 1,1 р_у, то р_вио = р_оп = 15 МПа;

при Z = L_в;

р_ВИL = р_оп + 10-⁶ Ч 10 Ч (с_в - с_гс) Ч L_в= 15 + 10 Ч 10-⁶ Ч 1838 Ч (1000 - 1100) = 13,16 МПа.

Строятся эпюры наружных и внутренних избыточных давлений:

Схема 4

Определяется коэффициент запаса прочности на внутреннее давление:

n₂ = р_т / р_оп = 29,4 / 15 = 1,96 > 1,15.

Конструкция эксплуатационной колонны диаметром 0,168 мм группы прочности «Д»:

Таблица 13

№ секции	д, мм	L, м	Q, МН
1	8,0	200	0,0654
2	7,3	1652	0,497

РАСЧЕТ ТЕХНИЧЕСКОЙ КОЛОННЫ

Исходные данные:

Длина колонны L_тк = 579 м;

Диаметр D_тк = 0,245 м по ГОСТу 632-80.

Группа прочности «Д», толщина стенки 7,9 мм;

р_ст = 1,32 МН; р_кр = 8,5 МПа; р_т = 21,9 МПа;

q = 0,00048 МН - масса одного погонного метра;

Определяется внутреннее избыточное давление, возникающее при проявлении:

р_и = р_пл - 10-⁶ Чq Ч с_н Ч L = 14,08 - 10-⁶ Ч 10 Ч 743 Ч 1838=0,48 МПа,

где L - расстояние от устья до кровли продуктивного пласта по вертикали,

т.к. р_оп= 15 МПа, то принимается р_во = р_и = р_оп = 15МПа.

Определяется коэффициент запаса прочности на внутреннее давление:

n₂ = р_т / р_оп = 21,9 / 15 = 1,46 > 1,3.

Определяется коэффициент запаса прочности на страгивание или на растяжение:

n₂ = р_ст / L_к Ч q = 1,32 / (579 Ч 0,00048) = 4,75 > 1,3.

Определяется масса технической колонны:

Q_тк = q Ч L_тк = 0,00048 Ч 579 = 0,278 МН.

РАСЧЕТ КОНДУКТОРА

Исходные данные:

Длина колонны L_к = 160 м;

Диаметр D_к = 0,324 м по ГОСТу 632-80, группа прочности «Д», толщина стенки 8,5 мм, q = 0,000684 МН - масса одного погонного метра.

Определяется масса кондуктора:

Q = q Ч L_к = 0,000684 Ч 160 = 0,109 МН.

РАСЧЕТ НАПРАВЛЕНИЯ

Исходные данные:

а) Глубина шахты L_н1 = 12 м;

Диаметр шахты D_н1 = 0,53 м,

q = 0,002 МН - масса одного погонного метра;

Определяется масса шахты:

Q_н1 = q Ч L_н1 =0,002 Ч 12 = 0,024 МН;

б) Глубина направления D_н2 = 40 м.;

Диаметр направления D_н2 = 0,426 м, по ГОСТу 632-80, Группа прочности «Д», толщина стенки д = 10 мм, q = 0,001065 МН - масса одного погонного метра.

Определяется масса направления.

Q_н2 = q Ч L_н2 = 0,001065 Ч 40 = 0,0426 МН.

5.2 Подготовка ствола скважины и спуск обсадных колонн

Подготовительные работы по подготовке ствола скважины к спуску обсадной колонны состоят в следующем.

Проверяется состояние фундаментов блоков, основание вышки, агрегатов буровой установки. Проверяется состояние вышки, центровка ее относительно устья скважины, тормозной системы лебедки, силового привода, буровых насосов, запорной арматуры, нагнетательной линии и талевой системы. В превентор устанавливаются плашки под соответствующий диаметр обсадных труб. Проверяется исправность и точность показаний контрольно-измерительных приборов. Выявляются недостатки и устраняются до начала ведения работ и оформляются актом о готовности буровой установки к креплению скважины.

ПОДГОТОВКА ОБСАДНЫХ ТРУБ

С целью выявления скрытых дефектов обсадных труб они опрессовываются давлением на р = 18 МПа с выдержкой времени не менее 30 секунд. Результаты опрессовки оформляются актом. Доставленные на скважину обсадные трубы подвергаются наружному осмотру, измерению, шаблонированию и укладыванию на стеллажи в порядке очередности спуска. Трубы должны иметь заводской сертификат и маркировку, соответствовать к требованиям стандарта. На каждые тысячу метров обсадных труб завозятся дополнительно 30 метров резервных обсадных труб.

ПОДГОТОВКА СКВАЖИНЫ К СПУСКУ ОБСАДНЫХ ТРУБ

Для обеспечения высоты подъема цементного раствора за колонной необходимо произвести опрессовку ствола скважины с гидромеханическим пакером на максимально ожидаемое давление при цементировании колонны. В случае поглощения бурового раствора произвести изоляционные работы.

При спуске буровой колонны на бурение перед проведением комплекса на бурение, заключаемых геофизических исследований производятся контрольный замер длины буровой колонны для уточнения фактической глубины скважины. По результатам геофизических исследований уточняется глубина спуска обсадной колонны, места установки элементов технической оснастки, интервалы проработки ствола, объем скважины.

После проработки и калибровки ствола на глубину спуска обсадной колонны скважина промывается до выравнивания параметров бурового раствора, соответствующих ГТН. Под кондуктор ствол скважины шаблонируется спуском 3-4 обсадных труб на бурильном инструменте. Спуск кондуктора, эксплуатационной колонн производятся с применением смазки УС-1, Р-402.

Турболизаторы устанавливаются на границах увеличения ствола скважины согласно инструктивно-технологической карте. Центраторы устанавливаются через каждые 25 м вместе со скребками.

Во избежание смятия обсадных труб, гидроразрыва пласта и поглощения бурового раствора под воздействием возникших в затрубном пространстве гидросопротивлений скорость спуска обсадной колонны с обратным клапаном должна быть равномерной и не превышать:

- для кондуктора - 1 м / с.

- для эксплуатационной колонны - 1,5 м / с.

В процессе спуска колонна плавно снимается с ротора и опускается в скважину. Динамические рывки, резкое торможение, разгрузка колонны или посадка ее свыше 30% от веса спускаемых труб не допускается. После спуска колонны производится промывка скважины для выравнивания параметров бурового раствора, соответствующих ГТН. Во избежание прихвата колонну периодически расхаживают, не допуская разгрузки на забой и превышение допустимых напряжений.



ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ОСНАСТКА ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ

Таблица 14

суммарное на колонну	масса, кг	85	60	57,2	84	13,2	28	25	390	100	250	5
	кол-во, шт.	1	1	1	5	1	1	1	37	10	1	1
элементы технологической оснастки колонны	количество в интервале, шт.	1	1	1	5	1	1	1	37	10	1	1
	интервал установки, м	до (низ)	-	-	-	579	-	-	-	1852	1852	-	-
		от (верх)	30	579	240	0	-	1815	1846	0	0	-	-
	масса элемента, кг	85	60	57,2	16,8	13,2	24	20	10	10	250	5
	наименование, шифр, типоразмер	БКМ - 324	БКМ - 245 - 2	ЦКОДМ - 245 - 2	ЦЦ245/295 - 320 - 1	ПП - 219/245	БКМ - 146	ЦКОДМ - 146 - 1	ЦЦ - 146/190 - 216	ЦТ - 146/190 - 3	ПДМ - 146	ПП - 140/146
номер части колонны в порядке спуска	2	3	4
название колонны	кондуктор	техническая колонна	эксплуатационная колонна



6. ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ СКВАЖИНЫ

6.1 Выбор тампонажного материала и расчет цементирования скважины

Исходные данные:

Длина колонны по стволу L_н = 1852 м;

Интервал цементирования облегченным цементным раствором L_о = 1566м;

Интервал цементирования чистым цементным раствором L_цр =286 м;

Длина цементного стакана h_ст = 10 м;

Интервал буферной жидкости по затрубному пространству Н_буф =300 м;

Диаметр долота D_д.= 0,2159 м;

Диаметр эксплуатационной колонны d_эк = 0,168 м;

Плотность цементного раствора с_ц.р = 1830 кг/м³;

Плотность облегченного цементного раствора с_о = 1640 кг/м³;

Плотность бурового раствора с_б.р = 1130 кг/м³;

Водоцементное отношение облегченного цементного раствора m_о = 0,75;

Водоцементное отношение цементного раствора m = 0,5;

Определяется объем буферной жидкости:

V_буф = 0,785 Ч (к Ч D_д² - d_эк²) Ч Н_буф = 0,785 Ч (1,1 Ч 0,2159² - 0,168²) - 300 = 5,4 м³;

Определяется объем чистого цементного раствора:

V_цр = 0,785 Ч [(к Ч D_д² Ч d_эк²) Ч L₂ + d_вэк² Ч h_ст]= 0,785 Ч [(1,1 Ч 0,2159² - 0,168²) Ч 286 + 0,152² Ч 10] = 5,36 м³, где к - коэффициент кавернозности.



Определяется объем облегченного цементного раствора:

V_о=0,785 Ч(кЧ D_д²-d_эк²)Ч L₁=0,785Ч(1,1Ч0,2159² - 0,168²) Ч1566=28,3 м³.

Определяется плотность цементного раствора:

с_цр = = = 1830 кг / м³.

Определяется плотность облегченного цементного раствора:

с_о = = = 1640 кг / м³.

Определяется количество сухого цемента в цементном растворе:

G_ц = (с_цр Ч V_цр Ч к) / (1 + m) = (1830 Ч 5,36 Ч 1,03) / (1 + 0,5) = 6,7 т.

Определяется количество сухого цемента в облегченном цементном растворе:

G_о = (с_о Ч V_о Ч к) / (1 + m_о) = (1640 Ч 28,3 Ч 1,03) / (1 + 0,75) = 31,8 т,

где к - коэффициент, учитывающий потери цемента при затворении.

Определяется количество воды для цементирования:

V_в = m Ч G_ц + m_о Ч G_о = 0,5 Ч 6,7 + 0,75 Ч 31,8 = 27,2 м³.

Определяется количество СаСl₂ в цементном растворе:

G_СаСl =(m Ч V_цр) / 100 = (0,5 Ч 5,36) / 100 = 0,08 т.

Определяется количество СаС1₂ в облегченном цементном растворе:

G_{о СаСl} =(m_о Ч V_о) / 100 = (0,75 Ч 28,3) / 100 = 0,42 т.

Определяется количество ОЭЦ для обработки цементного раствора:

G_оэц = (m Ч V_цр) / 100 = (0,5 Ч 5,36) / 100 = 0,0268 т.

Определяется количество продавочной жидкости:

V_прж = 0,785 Ч d_внок² Ч (L_н - h_ст) Ч к = 0,785 Ч 0,1534² Ч (1852 - 10) Ч 1,03 = 35 м³.

Определяется давление на цементировочной головке в конце цементирования обсадной колонны:

р_к = р_г + р_ц = 5,3 + 9,7 = 15 МПа;

р_г= L_в +1,6 = 0,002 Ч 1838 + 1,6 = 5,28 МПа;

р_ц = 0,00110 Ч 10 Ч (с_црср - с_р) Ч (L_в - h_ст) Ч 10-³ = 0,001 Ч 10 Ч (1669 - 1130) Ч (1838 - 10) Ч 10-³ = 9,7 МПа;

с_црср = (с_о Ч L_о + с_цр Ч L_цр) / (L_о + L_цр) = (1640 Ч 1566 + 1830 Ч 286) / (1566 + 286) = 1669 кг / м³.

Определяется температура забоя:

Т = t_ср + Г Ч L_в = 1 + 0,025 Ч 1838 = 46,95 °С,

где Г = 0,025 - геотермический градиент.

По температуре забоя рекомендуется цемент для холодных скважин ІG-СС-1.

По величине р и р_г принимаются втулки на насосе ЦА-320М 115 мм.

Определяется количество продавочного раствора, закачиваемого на различных скоростях ЦА-320М:

h_о = (V_цр + V_оцр) / (F_вн + F_зп) = (5,36 + 28,3) / (0,0184 + 0,018) = 924 м;

F_вн = 0,785 Ч = 0,785 Ч 0,1534² = 0,0184 м²;

F_кп = 0,785(кD²_д - d²_нок) = 0,785 Ч (1,1 Ч 0,2159² - 0,168²) = 0,018 м²;

l_о = L_н - h_о = 1852 - 924 = 928 м;

а = (h_о - h_ст) / р_ц = (928 - 10) / 9,7 = 94,2 м / МПа;

h_V = 1_о + а Ч (р_V + р_г) = 903 + 94,2 Ч (5,8 - 5,3) = 950,1 м;

h_ІV = а Ч (р_ІV + р_V) = 94,2 Ч (8,7 - 5,8) = 273,2 м;

h_ІІІ = а Ч (р_ІІІ + р_ІV) = 94,2 Ч (13,4 - 8,7) = 442,7 м;

h_ІІ = а Ч (р_ІІ + р_ІІІ) = 94,2 Ч (23 - 13,4) = 904,3 м;

V_V = F_внэкср Ч h_V = 0,0184 Ч 950,1 = 17,5 м³;

V_ІV = F_внэкср Ч h_ІV = 0,0184 Ч 273,2 = 5 м³;

V_ІІІ = F_внэкср Ч h_ІІІ = 0,0184 Ч 442,7 = 8,1 м³;

V_ІІ = V_прж - (V_V + V_IV + V_III) = 35 - (17,5 + 5 + 8,1) = 4,4 м³.

Определяется время цементирования эксплуатационной колонны из условия работы одного ЦА-320М:

Т_ц = Т_зак + Т_прод + t = 2090,6 + 3291,9 + 700 = 6082,5 с;

Т_зак = (V_цр + V_о) Ч 10³ / q_цаv = (5,36+28,3) Ч 10³ / 16,1 = 2090,6 с;

Т_прод = t_v + t_ІV + t_ІІІ + t_ІІ = V_v Ч 10³ / q_{ца v} + V_ІV Ч 10³ / q_{ца ІV} + V_ІІІ Ч 10³ / q_{ца ІІІ} + V_ІІ Ч 10³ / q_{ца ІІ} = 17,5 Ч 10³ / 16,1 + 5 Ч 10³ / 13,3 + 8,1 Ч 10³ / 8,7 + 4,4 Ч 10³ / 4,9 = 3291,9 с,

где t - время, затраченное для промывки нагнетательной линии ЦА-320М и отвинчивания стопоров на цементировочной головке.

Определяется количество ЦА-320М по времени схватывания цементного раствора

n_ца = [Т_ц / (0,75 Ч Т_схв)] + 1 = [6082,5 / (60 Ч 0,75 Ч 120)] + 1 = 2 агрегата.

Определяется количество цементировочных агрегатов по скорости восходящего потока:

n_ца = 0,785 Ч (к Ч D_д² - d_нок²) Ч с / q_цаср = 0,785 Ч (1,1 Ч 0,2159² - 0,168²) Ч 1,5 / 0,0106 = 2,56 = 3 агрегата,

где q_цаср = V_прж / Т_прод = 35 / 3291,9 = 0,0106 м³ / с,

С - скорость восходящего потока 1,5 - 2 м/с. Принимается количество ЦА-320М - 3 агрегата.

Определяется количество цементосмесительных машин по грузоподъемности:

n_ас = (G_ц + G_оц) / 20+1 = (6,7+31,8) / 20 + 1 = 3 смесителя.

Определяется время цементирования эксплуатационной колонны:

Т_ф = (Т_ц - t) / n_ца + t = (6082,5 - 700) / 3 + 700 = 2494,17 с = 41,6 мин.

РАСЧЕТ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ТЕХНИЧЕСКОЙ КОЛОННЫ

Исходные данные:

Глубина L_тк = 579 м.

Диаметр технической колонны D_тк = 0,245 м, по ГОСТу 632-80;

Диаметр долота D_д = 0,2953 м.

Высота цементного стакана h_ст = 10 м.

Плотность цементного раствора с_ц.р = 1830 кг / м³.

Определяется объем цементного раствора:

V_ц = 0,785[(к Ч D_д² - d_эк²) L₁ + d²_внэк Ч h_ст] = 0,785 Ч [(1,1 Ч 0,2953² - 0,245²) Ч 579+0_,2292² Ч 10] = 8,5 м³.

Определяется количество сухого цемента:

G_ц = (с_цр Ч V_цр Ч 10³) / (1 + m) = (1830 Ч 8,5 Ч 10³) / (1 + 0,5) =10,3 т.

Определяется количество воды:

V_в = m Ч G_ц = 0,5 Ч 10,3 = 5,16 м³.

Определяется количество ускорителя СаСl₂:

G_СаСl = (m Ч V_цр) / 100 = (2,5 Ч 8,5) / 100 = 0,21 т.

Определяется количество продавочной жидкости:

V_прж = 0,785 Ч d_внткср² Ч (L₁ - h_ст) Ч к = 0,785 Ч 0,2292² Ч (579 - 10) Ч 1,05 = 24,6 м³.

Для цементирования применяется ЦА-320М - 1 комплект и УС-6-30 - 1 комплект.

РАСЧЕТ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ КОНДУКТОРА

Исходные данные:

Глубина L_к= 160 м.

Диаметр кондуктора D_к = 0,324 м по ГОСТу 632-80.

Диаметр долота D_д = 0,3937 м.

Высота цементного стакана h_ст = 5 м.

Плотность цементного раствора с_ц.р = 1830 кг / м³.

Определяется объем цементного раствора:

V_цр = 0,785[(к Ч D_д² - d_эк²) Ч L_к + d_внэк² Ч h_ст] = 0,785 Ч [(1,1 Ч 0,3937² - 0,324²) Ч 160 + 0,307² Ч 5] = 8,59 м³.

d_внок = d_нок - 2д = 324 - 2 Ч 8,5 = 307 мм.

Определяется количество сухого цемента:

G_ц = (с_цр Ч V_цр Ч 10-³) / (1 + m) = (1830 Ч 8,59 Ч 10-³) / (1 + 0,5) = 10,5 т.

Определяется количество воды:

V_в = m Ч G_ц = 0,5 Ч 10,5 = 5,25 м³.

Определяется количество ускорителя NаСl:

G_NаСl = n Ч G_ц / 100 = 2,5 Ч 10,5 / 100= 0,275 т.

Определяется количество продавочной жидкости:

V_прж = 0,785 Ч d_внкср² Ч (L_к - h_ст) Ч к = 0,785 Ч 0,307² Ч (160 - 5) Ч 1,05 = 12,04м³.

Для цементирования применяется ЦА-320М - 1 комплект и УС-6-30 - 1 комплект.

РАСЧЕТ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ НАПРАВЛЕНИЯ

Исходные данные:

А) Глубина L_н = 40 м.

Диаметр направления D_н = 0,426 м по ГОСТу 632-80.

Диаметр долота D_д = 0,49 м.

Высота цементного стакана h_ст = 5 м.

Плотность цементного раствора с_ц.р = 1830 кг /м.

Определяется объем цементного раствора:

V_цр = 0,785[(к Ч D_д² - d_нок²) Ч L_н + d_внок² Ч h_ст] = 0,785 Ч [(1,1 Ч 0,49² - 0,426²) Ч 40 + 0,406² Ч 5] = 4,28 м³.

d_внок = d_нок - 2д = 426 - 2 Ч 10 = 406 мм.

Определяется количество сухого цемента:

G_ц = (с_цр Ч V_цр Ч 10-³) / (1 + m) = (1830 Ч 4,28 Ч 10-³) / (1 + 0,5) = 5,2 т.

Определяется количество воды:

V_в = m Ч G_ц = 0,5 Ч 5,2 = 2,6 м³.

Определяется количество ускорителя NаСl:

G_NаСl = n Ч G_ц / 100 = 2,5 Ч 5,2 / 100= 0,133 т.

Определяется количество продавочной жидкости:

V_прж = 0,785 Ч d_вннср² Ч (L_н - h_ст) Ч к = 0,785 Ч 0,406² Ч (40 - 5) Ч 1,05 = 4,075 м³.

Для цементирования применяется ЦА-320М - 1 комплект и УС-6-30 - 1 комплект.

Б) Глубина L_нш = 12 м.

Диаметр направления D_нш = 0,53 м по ГОСТу 632-80.

Диаметр долота D_д = 0,6 м.

Высота цементного стакана h_ст = 5 м.

Плотность цементного раствора с_ц.р = 1830 кг / м³.

Определяется объем цементного раствора:

V_цр = 0,785[(к Ч D_д² - d_нш²) Ч L_н + d_вннш² Ч h_ст] = 0,785 Ч [(1,1 Ч 0,6² - 0,53²) Ч 12 + 0,508² Ч 5] = 2,1 м³.

d_внок = d_нок - 2д = 530 - 2 Ч 11 = 508 мм.

Определяется количество сухого цемента:

G_ц = (с_цр Ч V_цр Ч 10-³) / (1 + m) = (1830 Ч 2,1 Ч 10-³) / (1 + 0,5) = 2,53 т.

Определяется количество воды:

V_в = m Ч G_ц = 0,5 Ч 2,53 = 1,3 м³.

Определяется количество ускорителя NаСl:

G_NаСl = n Ч G_ц / 100 = 2,5 Ч 2,53 / 100= 0,063 т.

Определяется количество продавочной жидкости:

V_прж = 0,785 Ч d_вннср² Ч (L_нш - h_ст) Ч к = 0,785 Ч 0,506² Ч (12 - 5) Ч 1,05 = 1,5 м³.

Для цементирования применяется ЦА-320М - 1 комплект и УС-6-30 - 1 комплект.

ВЫБОР ТАМПОНАЖНОГО МАТЕРИАЛА

Выбор тампонажного материала производится в зависимости от характера разреза, назначения скважины, высоты подъема цементного раствора в затрубном пространстве и температуры забоя. Потребность материалов определяется расчетом.

Выбранные тампонажные материалы подвергаются анализу для соответствия их требования ГОСТ 1581-96.

Лабораторный анализ следует проводить с использованием химических реагентов, добавленных к тампонажным материалам и воды, на которой будет затворяться цементный раствор. Цементирование производится лишь при получении положительного заключения о пригодности тампонажных материалов.

Таблица 14

Название компонента	ГОСТ, ТУ на изготовление, маркировка	Потребное количество, т	Всего
		Название колонн
		Направление	Кондуктор	Техническая колонна	Эксплуа-тационная колонна
Цемент	ГОСТ 1581-96	5,4	11	6,86	6,7	29,96
Цемент в облегченном растворе	ГОСТ 1581-96				31,8	31,8
Хлористый кальций (Хлористый натрий)	ГОСТ 1581-96	0,135	0,275	0,17	0,08	0,66
ОЭЦ					0,42	0,42

ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ

Одним из основных условий качества повышения крепления скважины является наиболее полное замещение бурового раствора цементным раствором, надежное сцепление цементного камня с горными породами и обсадной колонной, герметичность обсадной колонны, надежное разобщение пластов. Цементный камень в затрубном пространстве должен удовлетворять следующим требованиям:

- равномерно и полностью заполнять затрубное пространство;

- обеспечить надежное сцепление цементного камня с обсадными колоннами и горными породами;

- прочность образца на изгиб через двое суток после цементирования должна быть не менее 2,7 МПа для чистого цемента.

Приготовление цементных растворов производится УС-6-30. Цементирование эксплуатационной колонны производится ЦА-320М. Централизованный контроль и управление процессом осуществляется СКЦ-2М. Перед началом цементирования обсадных колонн монтируется обвязка линий высокого давления агрегатов и 16М-700. Нагнетательная линия и цементировочная головка должны быть опрессованы на 1,5 кратное ожидаемое рабочее давление при цементировании.

Закачку цементного раствора в скважину начинать после стабилизации режима работы смесителей и получения необходимой плотности цементного раствора. Закачку продавочной жидкости производить на скоростях, обеспечивающих получение расчетной критической скорости восходящего потока. Момент окончания продавливания цементного раствора определяется по повышению давления в обсадной колонне при посадке продавочной пробки на кольцо «стоп». После снятия давления определяется работа обратного клапана. При положительном результате скважина оставляется на ОЗЦ на 48 часов.



7. ОБВЯЗКА УСТЬЯ СКВАЖИНЫ

Схема обвязки устья скважины

Схема применяется при работах на скважинах с пластовым давлением, не превышающем гидростатическое, когда сохраняется возможность нефтегазопроявления.

- При работе с универсальным герметизатором устья (УГУ-2) для предотвращения нефтегазопроявления через трубы должна применяться запорная компоновка, к которой предъявляются следующие

_- требования:

- шаровой кран запорной компоновки должен находиться в открытом положении.

- закрытие шарового крана производится после закрытия плашечных затворов.

_- длина дистанционного патрубка должна быть определена с расчетом, чтобы круговой паз герметизирующей муфты был на уровне затвора (в случае отсутствия центратора).

- При работах, связанных со сменой электроцентробежных насосов, на площадке должно находиться устройство для рубки кабеля. Рубка кабеля в случае нефтегазопроявления должна быть произведена в непосредственной близости от клямсы.

- При монтаже по схеме для того, чтобы предотвратить работы по демонтажу АПР при возникновении ГНВП рекомендуется применять УГУ-2-140.



8. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ЛИКВИДАЦИЯ ОСЛОЖНЕНИЙ И АВАРИЙ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИНЫ

Осложнения и аварии в процессе бурения

Под осложнением в скважине следует понимать затруднение ее углубления, вызванное нарушением состояния буровой скважины. Наиболее распространенные виды осложнений - осложнения, вызывающие нарушения целостности стенок скважины, поглощения бурового раствора, нефте-, газо- или водопроявления.

Осложнения, вызывающие нарушение целостности стенок скважины

Произведенные за последнее время исследования, а также накопленный опыт бурения позволяют выделить основные виды нарушений целостности стенок скважины.

Обвалы, (осыпи) происходят при прохождении уплотненных глин, аргиллитов или глинистых сланцев. В результате увлажнения буровым раствором или ее фильтратом снижается предел прочности уплотненной глины, аргиллита или глинистого сланца, что ведет к их обрушению (осыпям). Обвалам (осыпям) может способствовать набухание. Проникновение свободной воды, которая содержится в больших количествах в растворах, в пласты, сложенные уплотненными глинами, аргиллитами или глинистыми сланцами, приводит к их набуханию, выпучиванию в ствол скважины и в конечном счете к обрушению (осыпанию). Небольшие осыпи могут происходить из-за механического воздействия бурильного инструмента на стенки скважины. Обвалы (осыпи) могут произойти также в результате действия тектонических сил, обусловливающих сжатие пород. Горное давление при этом значительно превышает давление со стороны столба бурового раствора. Характерные признаки обвалов (осыпей) - резкое повышение давления на выкиде буровых насосов, обильный вынос кусков породы, интенсивное кавернооб-разование и недохождение бурильной колонны до забоя без промывки и проработки, затяжки и прихват бурильной колонны; иногда - выделение газа. Интенсивное кавернооб-разование существенно затрудняет вынос выбуренной породы на дневную поверхность, так как уменьшается скорость восходящего потока и его подъемная сила, возрастает аварийность с бурильными трубами, особенно при роторном бурении. Из-за опасности поломки бурильных труб приходится уменьшать нагрузку на долото, а это ведет к снижению механики скорости прохода.

Основными мерами предупреждения и ликвидации обвалов (осыпей) являются:

1. бурение в зоне возможных обвалов (осыпей) с промывкой буровым раствором, имеющим минимальный показатель фильтрации и максимально возможно высокую плотность;

2. правильная организация работ, обеспечивающая высокие механические скорости проходки;

3. выполнение следующих рекомендаций:

a) бурить скважины по возможности меньшего диаметра;

b) бурить от башмака (нижней части) предыдущей колонны до башмака последующей колонны долотами одного размера;

c) поддерживать скорость восходящего потока в затрубном пространстве не менее 1,5 м/с;

d) подавать бурильную колонну на забой плавно;

e) избегать значительных колебаний плотности бурового раствора;

f) перед подъемом бурильной колонны утяжелять раствор, доводя его плотность до необходимой, если в процессе бурения произошло ее снижение;

g) не допускать длительного пребывания бурильной колонны без движения.

Набухание происходит при прохождении глин, уплотненных глин, в отдельных случаях аргиллитов (при значительном содержании минералов типа монтмориллонита). В результате действия бурового раствора и его фильтрата глина, уплотненная глина и аргиллиты набухают, сужая ствол скважины. Это приводит к затяжкам, посадкам, недохождениям до забоя и часто к прихватам бурильного инструмента.

Основными мерами предупреждения и ликвидации набухания являются:

1. бурение в зоне возможных сужений с промывкой утяжеленными буровыми растворами, в фильтрате которых содержатся химические вещества, способствующие увеличению предельного напряжения сдвига, а также степени и давления набухания;

2. правильная организация работ, обеспечивающая высокие механические скорости проходки;

3. после приготовления глинистого раствора, отвечающего требованиям, указанным в п. 1, следует заполнить им скважину и выждать некоторое время, необходимое для протекания физико-химических процессов. Это нужно делать потому, что процесс бурения связан с резкими колебаниями давления при спуско-подъемных операциях;

4. выполнение рекомендаций б), в), г), д), е) и ж), перечисленных выше, как мер предупреждения и ликвидации обвалов (осыпей).

Ползучесть происходит при прохождении высокопластичных пород (глин, глинистых сланцев, песчанистых глин, аргиллитов, ангидрита или соляных пород), склонных под действием возникающих напряжений деформироваться со временем, т. е. ползти и выпучиваться в ствол скважины. В результате недостаточного противодействия на пласт глина, песчаные глины, ангидриты, глинистые сланцы или соляные породы ползут, заполняя ствол скважины. При этом кровля и подошва пласта (горизонта) глины, глинистых сланцев или соляных пород сложены устойчивыми породами, не склонными к ползучести. Осложнение может происходить и вследствие того, что кровля и подошва пласта (горизонта) глины или аргиллита ползет, выдавливая последние в скважину. При этом кровля и подошва пласта (горизонта) глины, глинистых сланцев или аргиллита сложены породами (например соляными), склонными к ползучести. Явление ползучести особенно проявляется с ростом глубины бурения и увеличения температуры пород. Характерные признаки ползучести - затяжки, посадки бурильной колонны, недохождение бурильной колонны до забоя; иногда прихват и смятие бурильной или обсадной колонны.