Размещено на http://www.allbest.ru/

Вступ

Загальні відомості

Площа (родовище), блок	Волощанська
Номер свердловини	1
Адміністративне положення: - держава - область - район - найб. населені пункти	Україна Львівська Дрогобицький с.с. Грушев, Волоща, Ролев
Температура повітря, 0С: - середньорічна - максимальна літня - мінімальна зимова	+6,5 +32 -20
Середньорічна кількість опадів, мм	800
Максимальна глибина промерзання грунту, м	1,36
Тривалість опалювального періоду в році, діб	187
Тривалість зимового періоду в році, діб	120
Азимут переважаючого напрямку вітру	Західний, північно-західний
Найбільша швидкість вітру, м/с	28
Відомості про площадку будівництва і під'їздні шляхи:
- рельєф і стан місцевості - товщина снігового покриття, см - товщина грунтового шару, см	Низькогірний рельєф з пологими водорозділами 50 50
Відомості про магістральні дороги і водяні транспортні шляхи:
- наявність - назва	Є Гравійна дорога Дрогобич - Волоща
Розміри земельних ділянок, що відводяться в тимчасове користування:
- для будівництва свердловини - для будівництва комунікацій - для лінії електропередачі - для під'їзних шляхів до свердловини	2,5 га - 500 м х 6 м (0,3 га) -
Джерела:
- технічної води - енергозабезпечення - зв'язку - місцевих будівельних матеріалів	Річка ЛЕП Радіозв'язок Пісок з кар'єру



1. Геологічні відомості, умови буріння та експлуатації свердловини

1.1 Стратиграфічний розріз свердловини

Літолого-стратиграфічний розріз приведено в таблиці 1.1.

Таблиця 1.1 - Літолого-стратиграфічний розріз

Глибина залягання, м	Стратиграфічні комплекси	Літологічний склад порід
15	Четвертинні відклади	Грунтово-рослинний шар
450	Стебницька свита	Переслоювання глин з піщани-ками і алевролітами
2000	Нижній сармат	Нерівномірне чередування глин, піщаників і алевролітів
2050	Косівська і тераська свити	Аргіліти, ангідрити, глини і мергелі з прошарками алевролітів і пісчаників
2420	Верхня Юра, Опарська свита	Вапняки
2480	Верхня Юра, Рудківська свита	Вапняки, біля покрівлі - глинистий горизонт
2560	Верхня Юра, Яворівська свита	Перешарування аргілітів, алевро-літтів і пісковиків
2820	Середня Юра, Коханівська свита	Аргіліти з рідкими прошарками піщаників і алевролітів
3470	Нижня Юра, Мединічська свита	Піщаники з перешаруваннями алевролітів, рідше аргіліти
3500	Нижня Юра, Поділецька свита	Аргіліти, алевроліти, піщаники

1.2 Характеристика нафтоносних, газоносних та водоносних горизонтів

Нафтогазоводоносність по розрізу свердловини наведено в таблицях 1.2 і 1.3.

Таблиця 1.2 - Газоносність свердловини

Інтервали глибин, м	Вид флюїду	Відносна густина газу
2050 - 2100	газ	0,6
2215 - 2265	газ	0,6
2820 - 2870	газ	0,6
3040 - 3090	газ	0,6
3200 - 3240	газ	0,6
3450 - 3480	газ	0,6

Таблиця 1.3 - Водоносність геологічного розрізу

Глибина підошви страт. гор., м	Водоносність
	тип води	мінералізація, г/л	дебіт, м3/добу
450	ГН, СН	0,5 - 1,5	25 - 30
2000	ХК, ХМ	35 - 96	2,5 - 4
2420	ХН, ХК	55 - 166	1,1 - 1,5
2560	ХК	130 - 160	1,1 - 1,5
2820	ХК	110 - 140	1,1 - 1,5

Примітка: ХК - хлоркальцієва;

ХМ - хлор магнієва;

ХН - хлор натрієва;

ГН - гідрокарбонатнонатрієва;

СН - сульфатнонатрієва.

1.3 Характеристика тисків і температур по розрізу свердловини

Характеристика тисків і температур по розрізу свердловини подано в таблиці 1.4.

Таблиця 1.4 - Характеристика геологічного розрізу

Інтервал, м	Термобарична характеристика пластів
	пластовий тиск, МПа	тиск гідророзриву порід, МПа	пластова температура, оС
0 - 40	0,4	0,8	12
40 - 450	4,4	9,5	22
450 - 1270	12,7	18,9	40
1270 - 1620	13,5	21,1	52
1620 - 2030	20,0	42,6	60
2030 - 2050	20,5	30,5	61
2050 - 2820	31,0	44,0	85
2820 - 3480	38,8	56,5	103
3480 - 3500	39,0	73,5	104

1.4 Геолого-технічні умови буріння свердловини

Дані про ускладнення, що спостерігаються по розрізу свердловини наведені в таблиці 1.5.

Таблиця 1.5 - Ускладнення по розрізу свердловини

Вид ускладнення	Інтервали, м	Густина бурового розчину, при якій виникає ускладнення, кг/м3
Осипи, обвали	0 - 450	<1110
	1620 - 2030
	2820 - 3480	<1140
Часткові поглинання бурового розчину	0 - 2030	>1130

1.5 Метод розкриття продуктивних горизонтів

Враховуючи те, що продуктивні горизонти газові, вибираємо конструкцію з закритою привибійною зоною, за якої зацементована обсадна колона перекриває всю продуктивну зону [1].

Перевагами даної конструкції є можливість вибірково з'єднувати пласти із свердловиною, а також надійність кріплення стінок свердловини в порівнянні з конструкціями відкритого типу.

Недоліками даної конструкції є підвищена витрата матеріалів та необхідність вторинного розкриття продуктивних горизонтів (перфорація).

Перфорація проводиться в інтервалах залягання продуктивних горизонтів, дані про які наведені в таблиці 1.2. Схема перфорації наведена на рисунку 1.1.



Рисунок 1.1 - Схема перфорації свердловини

2. Проектування конструкції свердловини

2.1 Визначення кількості обсадних колон та глибини їх спуску

Підставою для встановлення кількості обсадних колон та глибин їх спуску служить суміщений графік зміни тисків, який відображає зміну з глибиною коефіцієнта аномальності пластового тиску, коефіцієнта поглинання, коефіцієнта стійкості гірських порід та коефіцієнта, при перевищенні якого виникає поглинання бурового розчину [2].

Коефіцієнт аномальності пластового тискувизначається за формулою:

де Р_пл - пластовий тиск (таблиця 1.4), Па;

- густина води, кг/м³;

Н - глибина заміру даного пластового тиску, м.

Проведемо розрахунки коефіцієнтів аномальності :



Коефіцієнт гідророзриву порід розраховується за формулою:

де Р_ГРП - тиск гідророзриву порід (таблиця 1.4), Па.

Розраховуємо коефіцієнт стійкості за формулою:

де - густина бурового розчину, при якій виникають осипи і обвали (таблиця 1.5), кг/м³;

- густина води, кг/м³.

Інтервал 0 - 450 м:

Інтервал 1620 - 2030 м:

Інтервал 2820 - 3480 м:

Індекс тиску поглинання за гірничо-геологічними умовами, при перевищенні якого виникають часткові поглинання бурового розчину, розраховується за формулою (2.3) ( підставляється як густина, при якій можливе дане ускладнення(таблиця 1.5)).

Інтервал 0 - 2030 м:

Розраховані значення зводимо в таблицю.

Таблиця 2.1 - Результати розрахунків коефіцієнтів аномальності (К_а) та поглинання (К_п)

Глибина, м	Коефіцієнт аномальності Ка	Коефіцієнт поглинання Кп	Коефіцієнт стійкості Кст	Коефіцієнт поглинання Кпог
40	1,02	2,04	1,11	1,13
450	1,0	2,15	1,11	1,13
1270	1,02	1,52	-	1,13
1620	0,85	1,33	1,11	1,13
2030	1,0	2,14	1,11	-
2050	1,02	1,52	-	-
2820	1,12	1,59	1,14	-
3480	1,14	1,65	1,14	-
3500	1,14	2,14	-	-

За даними розрахунків будуємо суміщений графік зміни тисків (рисунок 2.1).

Користуючись суміщеним графіком зміни тисків, а також аналізуючи геологотехнічні умови буріння, вибираємо конструкцію свердловини, наведену в таблиці 2.2.



Таблиця 2.2 - Конструкція свердловини

Найменування колони	Глибина спуску, м	Призначення колони
Направлення	40	Для попередження розмиву устя свердловини під час буріння під кондуктор
Кондуктор	450	Призначений для перекриття нестійкої частини, попередження забруднення пластових вод, а також обладнання устя противикидним обладнанням.
Проміжна	2030	Перекриття несумісних зон буріння.
Експлуатаційна	3500	Для перекриття продуктивних горизонтів та їх випробування на приплив і подальшої експлуатації свердловини.

Визначаємо відносну густину промивальної рідини для кожного інтервалу буріння. Вибір здійснюємо з такої умови:

де К_а - коефіцієнт аномальності;

К_р - коефіцієнт резерву;

- густина води, кг/м³;

- допустима репресія на пласт, Па.

Значення коефіцієнтів резерву та допустимої репресії приведені в таблиці 2.3.

Таблиця 2.3 - Значення коефіцієнта резерву та допустимої репресії на пласт

Глибина інтервалу, м	до 1200	1200 - 2500	більше 2500
Коефіцієнт резерву, не більше	1,1 1,15	1,05 1,1	1,04 1,07
Допустима репре-сія, МПа не більше	1,5	2,5	3,5

Інтервал 0 - 40 м:

Інтервал 40 - 450 м:

Інтервал 450 - 1270 м:

Інтервал 1270 - 1620 м:

Інтервал 1620 - 2030 м:

Інтервал 2030 - 2050 м:

Інтервал 2050 - 2820 м:

Інтервал 2820 - 3480 м:

Інтервал 3480 - 3500 м:

Визначимо з умови .

Інтервал 0 -450 м:

Інтервал 1620 - 2030 м:

Інтервал 2820 - 3480 м:

Визначимо з умови .

Інтервал 0 - 1620 м:

Інтервал 2050 - 2500 м:

Інтервал 2500 - 2820 м:

Інтервал 2820 - 3480 м:

Отже, враховуючи умову 2.4, на інтервалах буріння під кожну з колон приймаються значення відносних густин, дані по яких наведено в таблиці 2.4.

Таблиця 2.4 - Відносна густина бурового розчину

Інтервал буріння, м	0 - 40	40 - 450	450 - 2030	2030 - 3500
Відносна густина бурового розчину, с0	1,12	1,12	1,12	1,19

2.2 Вибір видів обсадних колон

Враховуючи призначення свердловини та геолого-технічні умови буріння вибираємо наступні види обсадних колон:

1) Направлення - спускаємо суцільною колоною і комплектуємо трубами з різьбою трикутного профілю виконання Б;

2) Кондуктор - спускаємо суцільною колоною і комплектуємо трубами з різьбою трикутного профілю виконання Б;

3) Проміжна - спускаємо суцільною колоною і комплектуємо трубами із з'єднанням типу ОТТГ виконання А. Спускається однією секцією;

4) Експлуатаційна - комплектуємо трубами із з'єднанням типу ОТТГ виконання А. Спускається по частинам, стиковка проводиться на 100 м вище башмака попередньої колони.

2.3 Обґрунтування інтервалів тампонування обсадних колон

Згідно ЄТП цементування всіх обсадних колон будемо проводити до устя свердловини.

2.4 Проектування діаметрів обсадних колон та доліт

Згідно потреб замовника експлуатаційна колона має номінальний зовнішній діаметр 140 мм.

Діаметр обсадної колони перевіряємо за умовою:

де - мінімальний внутрішній діаметр експлуатаційної колони з умови забезпечення мінімальних гідравлічних втрат тиску при русі газу в колоні, м;

- максимальний внутрішній діаметр експлуатаційної колони з умови забезпечення виносу потоком газу частинок води та піску, м.

де - коефіцієнт тертя при русі газу в трубі;

Q - продуктивність свердловини, м³/добу;

z_сер - середній коефіцієнт стисливості газу між устям і вибоєм свердло-вини;

Т_сер - середня температура газу між устям і вибоєм свердловини, К;

е - основа натурального логарифма, е = 2,718;

S - показник стиснення;

Р_виб - тиск на вибої свердловини, МПа;

Р_у - тиск на усті свердловини, МПа.

Коефіцієнт тертя залежить від параметра Рейнольдса і від відносної шорсткості труб. Наближені значення коефіцієнта наведені в таблиці 2.5.

Таблиця 2.5 - Значення коефіцієнта тертя при русі газу в трубах

Зовнішній діаметр обсадних труб, мм	60	73	89	114	146	168	194	279
лг	0,026	0,022	0,02	0,018	0,0175	0,017	0,0165	0,016

Середній коефіцієнт стисливості газу між устям і вибоєм свердловини визначається за формулою:

де - коефіцієнт стисливості газу на усті свердловини;

- коефіцієнт стисливості газу на вибої свердловини.

Середня температура газу між устям і вибоєм свердловини знаходиться за формулою:

де - температура на усті свердловини, К;

- температура на вибої свердловини, К.

Показник стиснення визначається за формулою:



де - відносна густина газу за повітрям;

Н - глибина свердловини, м.

Тиск на усті свердловини розраховується за формулою:

де - критична швидкість газу на вибої свердловини, м/с.

де - діаметр частинки породи, м;

- густина частинки, кг/м³;

- густина газу, кг/м³;

- аеродинамічний коефіцієнт ковзання:

0,45 - для води

0,2 - 0,25 - для твердих частинок кулястої форми

0,7 - 0,73 - для твердих частинок призматичної форми.

Густину газу знаходимо за формулою:

де - густина повітря, кг/м³;

- температура і тиск в стандартних умовах,

К,

МПа.

Вихідні дані для розрахунку:

- продуктивність свердловини - Q = 250 м³/с;

- тиск на вибої свердловини - Р_виб = 39 МПа;

- температура на усті свердловини - Т_у = 293 К;

- температура на вибої свердловини - Т_виб = 377 К;

- глибина свердловини - Н = 3500 м;

- відносна густина газу за повітрям - = 0,6.

За формулою (2.12) визначимо тиск на усті свердловини:

Розраховуємо формули (2.8) та (2.9) :

Визначимо середній коефіцієнт стисливості газу між устям і вибоєм:

Знаходимо середню температуру газу між устям і вибоєм свердловини з формули (2.10):

Знаходимо показник стиснення:

Підставляємо розраховані значення в формулу (2.6) і знаходимо внутрішній мінімальний діаметр експлуатаційної колони:

За формулою (2.15) визначимо густину газу:

Критична швидкість газу на вибої свердловини:



Підставимо значення, розраховані за формулами (2.14) і (2.15) в формулу(2.13):

Оскільки внутрішній діаметр експлуатаційної колони діаметром 139,7 мм змінюється від 118,7 мм до 127,3 мм, то умова (2.5) виконується:

Проектування діаметрів доліт і решти колон проводиться “знизу-вверх” з умови забезпечення технологічних зазорів за рекомендованими співвідношеннями [3].

Діаметр долота для буріння під експлуатаційну колону знаходимо співвідношення:

де - максимальний зовнішній діаметр експлуатаційної колони, мм [300,];

- мінімальний зазор для вільного проходження колони у свердловину під час її спуску, мм (таблиця 2.6).

Таблиця 2.6 - Рекомендовані значення радіального зазору

Зовнішній діаметр колони, мм	114 - 127	140 - 168	178 - 245	273 - 299	324 - 351	377 - 508
Радіальний зазор, мм	5 - 10	10 - 15	15 - 20	20 - 25	25 - 30	30 - 35

Відповідно до [4] вибираємо діаметр долота 190,5 мм.

Знаходимо внутрішній діаметр проміжної колони за формулою:



де - радіальний зазор, необхідний для вільного пропуску всередині коло-ни долота для буріння під наступну колону, .

Приймаємо мм.

Знаючи необхідний внутрішній діаметр проміжної колони, знаходимо відповідний йому зовнішній діаметр за формулою:

де д - найбільш можлива товщина стінки труб цієї колони, .

Відповідно до [3] зовнішній діаметр проміжної колони складає , для даної колони .

Аналогічно знаходимо діаметри решти обсадних колон та доліт.

Діаметр долота для буріння під проміжну колону:

Приймаємо .

Внутрішній діаметр кондуктора:

Зовнішній діаметр кондуктора:

Приймаємо , для даної колони .

Діаметр долота для буріння під кондуктор:

Приймаємо .

Внутрішній діаметр направлення:

Зовнішній діаметр направлення:

Приймаємо , для якої .

Діаметр долота для буріння під направлення:

Приймаємо буріння під направлення з використанням шарошкового розширювача діаметром 508 мм, в якості пілотного долота буде використано три шарошкове долото діаметром 393,7 мм.

Результати всіх розрахунків зводимо в таблицю 2.7 та схематично зображуємо конструкцію проектної свердловини (рисунок 2.2).

Таблиця 2.7 - Результати проектування конструкції свердловини

Назва колони	Глибина спуску, м	Зовнішній діаметр колони, мм	Діаметр долота, мм	Інтервал цементування, м
Направлення	40	426	508	40 - 0
Кондуктор	450	323,9	393,7	450 - 0
Проміжна	2030	219,1	295,3	2030 - 0
Експлуатаційна	3500	140	190,5	3500 - 1930 1930 - 0



Рисунок 2.2 - Схема конструкції свердловини



3. Бурові розчини

За результатами розрахунку відносної густини бурового розчину (таблиця 2.3), а також користуючись промисловими даними, вибираємо тип та параметри бурових розчинів. Результати наведені в таблиці 3.1.

Таблиця 3.1 - Технологічні параметри бурових розчинів

Інтервал, м	Тип розчину	Густина, кг/м3	Умовна в'язкість, с	Фільтрація, см3/30 хв	СНЗ, дПа	Пластична в'язкість, мПа·с	Динамічне напруження зсуву, дПа
від	до					1 хв	10 хв
0	40	Глинистий	1120	35-40	5-8	15-30	25-40	25-40	50-90
40	450	Калієвий	1120	35-50	5-8	15-30	25-40	10-20	25-40
450	2030	Калієвий	1120	35-40	5-8	15-30	25-40	10-20	25-40
2030	3500	Гуматно-акрилово-калієвий	1190	40-45	5-7	20-40	30-50	10-50	15-60

Для розкриття продуктивних горизонтів використовується гуманно-акрилово-калієвий розчин, який має властивості інгібуючого. Також даний розчин володіє низькою фільтрацією, що зменшує ступінь забруднення продуктивних горизонтів фільтратом бурового розчину. В якості обважнювача використовуємо крейду, яка при соляно-кислотній обробці буде вимита з продуктивного горизонту, а отже - не забруднить його.

При розкритті продуктивних пластів з допомогою стріляючих перфораторів стінки перфораційних каналів ущільнюються, їхня проникність зменшується. Якщо проникність зони перфорації додатково погіршується через проникнення в неї твердої фази чи фільтрату промивальної рідини, то продуктивність свердловини різко зменшиться. Тому, щоб запобігти подальшому зниженню фільтраційно-ємнісних властивостей колектора, свердловину в зоні перфорації потрібно заповнювати рідиною, яка б не забруднювала пласт.

Другою умовою запобігання забрудненню при вибійної зони продуктивного пласта залишається необхідність виконувати всі роботи при вторинному розкритті з мінімальною репресією на пласт, а за можливості навіть з від'ємним перепадом тиску[1].

Відповідно до рекомендацій, враховуючи, що коефіцієнт аномальності в інтервалах залягання продуктивних пластів є більшим за 1,05, при вторинному розкритті використовується гідрофобно-емульсійний розчин (ГЕР). Даний розчин обважнений крейдою та оброблений неіоногенним ПАР. До складу ГЕР входить 40% гасу, емульсованого у розчині хлориду натрію або кальцію.

Для зменшення витрат ГЕР закачують у свердловину тільки в інтервалі залягання породи-колектора з перевищенням на 200 - 300 м.

4. Розрахунок експлуатаційної колони на міцність

4.1 Розрахунок надлишкових тисків

Вихідні дані для розрахунку:

- глибина спуску проміжної колони - Н_пр = 2030м;

- глибина свердловини - Н = 3500 м;

- пластовий тиск - Р_пл = 39 МПа;

- густина рідини, що знаходиться в порах цементного каменю -

с_гс = 1100 кг/м³;

- відносна густина газу за повітрям - = 0,6;

- густина опресувальної рідини - с_опр = 1000 кг/м³;

- тиск в експлуатаційній колоні на заключній стадії експлуатації свердловини - Р_в(min) = 1 МПа;

- коефіцієнт аномальності - К_а = 1,14.

Визначення величини зовнішніх надлишкових тисків.

На рисунку 4.1 приведено розрахункову схему для визначення зовнішніх надлишкових тисків.



Рисунок 4.1 - Розрахункова схема для обчислення зовнішнього надлишкового тису

Точка 1: .

Точка 2:

(4.1)

(4.2)

Точка 3:

(4.3)

(4.4)

Визначення величини внутрішніх над лишкових тисків.

Величини внутрішніх надлишкових тисків розраховуємо на момент перевірки колони на герметичність шляхом її опресування.

Схему для розрахунку внутрішніх надлишкових тисків наведено на рисунку 4.2.

Рисунок 4.2 - Розрахункова схема для обчислення внутрішнього надлишкового тиску

За формулою (4.4) S = 0,1219

Розрахункову величину тиску опресування порівнюємо з мінімально допустимим тиском опресування для даного діаметру колони та тиском в кінці процесу цементування і для подальших розрахунків вибираємо найбільше значення для обчислення внутрішнього надлишкового тиску.

Для труб діаметром 140 мм: .

Тиск на заключній стадії цементування знаходимо для кожної секції окремо.

Тиск на кінець цементування:

де - тиск, що виникає внаслідок різниці статичних тисків рідин в колоні і кільцевому просторі, Па;

- тиск, який необхідний для компенсування гідравлічних втрат, Па.

Для першої (нижньої) частини:

Тиск, що виникає внаслідок різниці статичних тисків рідин в колоні і кільцевому просторі знаходиться за формулою:

де - густина тампонажного розчину, ;

- густина протискувальної рідини, ;

- глибина стикування секцій, ;

- висота цементного стакана, м. Для нижньої секції м, для верхньої - м.

Тиск, який необхідний для компенсування гідравлічних втрат визначається за формулою:

Отже:

Для другої (верхньої) частини:

Отже:

З розрахованих значень тиску вибираємо найбільше, яке будемо використовувати для подальших розрахунків:

Точка 2:

Точка 3:



За одержаними величинами Р_зн і Р_вн будується епюра (рисунок 4.3), на якій відображено характер зміни цих величин з глибиною свердловини.

4.2 Розрахунок міцнісних характеристик обсадних труб

Розрахунок проводимо для труб діаметром 139,7 мм з товщиною стінки 10,5 мм групи міцності “Л” виконання А.

Розрахунок зовнішнього критичного тиску.

Здатність обсадних труб протидіяти зовнішньому тиску характеризується критичним тиском, при перевищенні якого максимальні напруження досягають межі текучості матеріалу труб.

Оскільки реальні обсадні труби мають не тільки овальність, але й різностінність, то зовнішній критичний тиск визначають за формулою Саркісова Г.М.:

де - межа пропорційності матеріалу труб, яку приймають рівною межі текучості, для групи міцності “Л” Па;

Е - модуль пружності Юнга, для сталі Е=2,1· 10¹¹ Па;

е - овальність обсадних труб, для труб виконання А е = 0,0075;

- коефіцієнт різностінності обсадних труб, для труб виконання А ;

, - коефіцієнти стійності обсадних труб.

Коефіцієнти стійності обсадних труб визначають за формулами:

де , - розрахункові товщини стінок, м;

- зовнішній діаметр труб, м.

де д - номінальна товщина стінок обсадних труб, м.

Тоді:

Отже:

За ГОСТ 632-80 для труб ОТТГ-139,7х10,5 «Л» МПа.

Розрахунок внутрішнього критичного тиску.

Значення внутрішнього тиску, при перевищенні якого максимальні напруження досягають межі текучості матеріалу труб, визначається за формулою Барлоу:

Згідно ГОСТ 632-80 для труб ОТТГ-139,7х10,5 «Л» МПа.

Розрахунок розтягуючи навантажень, при яких напруження в тілі обсадних труб досягають межі текучості.

Розрахунок виконують за виразом:

де d - внутрішній діаметр обсадних труб, м.

Згідно ГОСТ 632-80 для труб ОТТГ-139,7х10,5 «Л» кН.

Розрахунок на міцність різьбових з'єднань.

Розрахунок на розтяг обсадних труб з трапецієвидним профілем різьби виконують за руйнівним навантаженням, яке має найменше значення з розрахованих за умовою руйнування по тілу труби в небезпечному перерізі різьби, за умовою руйнування в небезпечному січенні муфти та за умовою виходу різьби із спряження внаслідок зменшення поперечних розмірів труби від видовження при дії сили розтягу.

Руйнівне навантаження по тілу труби в небезпечному перерізі її нарізної частини визначається за виразом:

де - напруження тимчасового опору, Па.

Руйнівне навантаження, яке необхідне для виходу різьби зі спряження, визначається за формулою:

де - висота профілю різьби, ;

- середній діаметр тіла труби в небезпечному перерізі, м

Д - діаметральний натяг згвинченого різьбового з'єднання, м

свердловина горизонт колона обсадний

А - осьовий натяг різьбового з'єднання, А =10 · 10^-3 м;

h - робоча висота профілю різьби, h = 1,2 · 10^-3 м;

Е₁ - модуль зміцнення сталі, для сталі групи міцності Л Е₁ = 2450 МПа [2];

- коефіцієнт Пуансона для пластичної області, 0,5 ;

- кут тертя пари “метал-метал”, = 11°;

- кут нахилу опорної сторони профілю різьби, = 3°;

l - довжина різьби, що знаходиться в спряженні, м

- загальна довжина різьби, 72 · 10^-3;

Отже:

Руйнівне навантаження в небезпечному січенні муфти визначається за формулою:

де D_м - зовнішній діаметр муфти, D_м = 0,159 м (розділ 2.3);

d_р - зовнішній діаметр різьби муфти в небезпечному січенні, м.

Тоді:

Отже, з поведеного розрахунку випливає, що для обсадних труб 10,5 Л за найменше руйнівне навантаження необхідно вибирати руйнівне навантаження по тілу труби в небезпечному перерізі її нарізної частини.

Результати розрахунків, а також міцнісні характеристика решти обсадних труб наведено у таблиці 4.1.

Таблиця 4.1 - Міцнісні характеристики обсадних труб

Найменші розрахункові величини зовнішніх надлишкових тисків для обсадних труб, МПа
Зовнішній діаметр труби, мм	Товщина стінки, мм	Група міцності
		Д	Е	Л	М	Р	Т
139,7	9,2	37,9	52,0	59,2	65,4	73,5	77,3
	10,5	45,3	63,6	73,7	82,7	95,9	102,6
Найменші розрахункові величини внутрішніх надлишкових тисків, при яких напруження в тілі труби досягають межі текучості, МПа
139,7	9,2	43,7	63,6	75,5	87,4	107,2	119,2
	10,5	49,9	72,6	86,2	99,7	122,3	136,0
Найменші розрахункові величини допустимих розтягуючи навантажень, при яких напруження в тілі труби досягають межі текучості кН
139,7	9,2	1430	2082	2471	2859	3508	3900
	10,5	1615	2353	2790	3231	3964	4407

4.3 Підбір обсадних труб для експлуатаційної колони

Підбір труб здійснюємо «знизу-вверх» з використанням графоаналітичного методу і сортаменту труб [3].

Підберемо спочатку труби для нижньої частини експлуатаційної колони.

Першу секцію підбираємо з умови міцності на зовнішній надлишковий тиск:

де - коефіцієнт запасу міцності на зовнішній надлишковий тиск:

в інтервалі залягання продуктивного горизонту ;

вище інтервалу залягання продуктивного горизонту ;

- табличне значення зовнішнього критичного тиску для труб першої секції, МПа.

Цьому тиску відповідають труби групи міцності «Е» з товщиною стінки 9,2 мм, для яких .

Оскільки у нас багато невеликих по товщині продуктивних горизонтів, то для визначення довжини першої секції підбираємо менш міцніші труби для другої секції. Отже, для другої секції беремо труби групи міцності «Д» з товщиною стінки 9,2 мм, для яких .

Для визначення довжини першої секції визначаємо допустимий зовнішній тиск для труб другої секції:



Даному тиску на епюрі надлишкових тисків відповідає глибина Н₂ = 2760 м. Отже, встановлюємо довжину першої секції:

Тоді вага цієї секції складає:

де - вага одного погонного метра труб [3].

Визначаємо значення зовнішнього критичного тиску для труб другої секції з умови дії двоосьового навантаження:

де - розтягуюча сила, при якій напруження в тілі труби досягають межі текучості, кН (таблиця 4.1).

Уточнюємо значення глибини спуску другої секції:

За епюрою даному тиску відповідає глибина .

Тоді уточнена довжина першої секції:

Уточнюємо вагу цієї секції:

Перевіряємо труби першої секції на внутрішній надлишковий тиск:

де - табличне значення внутрішнього критичного тиску для труб першої секції, МПа (таблиця4.1);

- величина внутрішнього надлишкового тиску за епюрою, МПа;

- коефіцієнт запасу міцності на внутрішній надлишковий тиск, .

Отже, умова (4.27) виконується.

Труби першої секції перевіряємо також на міцність різьбового з'єднання від розтягуючої сили:

де - допустиме розтягуючи навантаження для різьбового з'єднання труб першої секції, кН.

Отже, запас міцності достатній.

Оскільки труби ОТТГ з діаметром 139,7 мм з товщиною стінки менше 9,2 мм не випускаються, то перевіряємо можливість встановлення труб другої секції до глибини стикування (1930 м).

Перевіряємо труби другої секції за умовою (4.27):

Отже, запас міцності достатній.

Тоді довжина другої секції складає:

Вага другої секції складає:

Сумарна вага двох секцій:

Перевіряємо другу секцію на міцність різьбового з'єднання:

Отже, умова (4.28) виконується.

Підбираємо труби для верхньої частини експлуатаційної колони. На глибині стиковки 1930 м Р_з.н. = 19,8 МПа, а Р_в.н. = 36,1 МПа. Цим тискам з урахуванням коефіцієнтів запасу міцності: Р_з.н. · n₁ = 19,8 · 1,0 = 19,8 МПа і Р_в.н. · n₂ = 36,1 · 1,15 = 42,1 МПа відповідають обсадні труби групи міцності «Д» з товщиною стінки 9,2 мм, для яких .

Для знаходження верхньої межі першої секції визначимо для неї допустимий внутрішній тиск:

Відповідно до епюри дані труби можна встановити до устя, але згідно рекомендацій останні 100 м бажано комплектувати трубами з максимальною товщиною стінки для запобігання розмиву устя, встановлення ПВО та виконання інших робіт. Приймаємо верхню межу першої секції Н₁ = 100 м.

Довжина першої секції:

Вага першої секції:

Перевіримо дану секцію на виконання умови (4.28):

Отже, умова виконується.

Вище встановлюємо труби з товщиною стінки 10,5 мм зі сталі групи міцності «Д».

Вага другої секції:

Сумарна вага двох секцій:

Перевіримо дану секцію на виконання умови (4.28):

Отже, умова виконується.

Результати розрахунків зводимо у таблицю 4.2 і схематично зображуємо конструкцію експлуатаційної колони (рисунок 4.3).

Таблиця 4.2 - Конструкція експлуатаційної колони

№ секції	Група міцності сталі	Товщина стінки, мм	Довжина секції, м	Інтервал встановлення секції обсадних труб, м	Вага секції, кН	Наростаюча вага колони, кН
				від (низ)	до (верх)
Нижня частина
1	Е	9,2	860	3500	2640	251,1	251,1
2	Д	9,2	710	2640	1930	207,3	458,4
Верхня частина
1	Д	9,2	1830	1930	100	534,4	534,4
2	Д	10,5	100	100	0	33,6	568



Рисунок 4.3 - Схема експлуатаційної колони

5. Тампонування обсадних колон

5.1 Вибір способу тампонування

Виходячи з глибини свердловини , висоти інтервалу цементування, а також врахувавши, що тиск на вибої становить 39 МПа, температура - 104°С, вибираємо одноступеневий спосіб цементування для кожної секції експлуатаційної колони.

5.2 Обчислення густини тампонажного розчину

Густина тампонажного розчину повинна задовольняти таку умову:

де - нижня границя густини з умови забезпечення якісного заміщення бурового розчину тампонажним і можливості контролю висоти підйому тампонажного розчину, кг/м³;

- верхня границя густини з умови запобігання поглинання тампонажного розчину, кг/м³.

де - густина промивальної рідини, якою заповнена свердловина перед цементуванням, кг/м³ (таблиця 3.1);

- мінімально необхідне перевищення густини тампонажного розчину над буровим, кг/м³.

Отже:

Верхню границю густини визначають за формулою:

де - тиск поглинання (оскільки поглинаючі горизонти перекриваються проміжною колоною, то приймаємо в якості тиску поглинання тиск гідророзриву за меншим градієнтом, тобто тиск на глибині 3480 м), Па;

а - коефіцієнт безпеки, який має межі 1,1 ч 1,3 і залежить від достовірності даних про величину тиску поглинання;

- глибина залягання підошви поглинаючого горизонту, м;

- висота підйому тампонажного розчину над поглинаючим горизонтом, м;

- узагальнений коефіцієнт гідравлічних втрат у кільцевому просторі.

де , , - коефіцієнти гідравлічних втрат в незакріпленій і закріпленій ділянках свердловини.

Схема для розрахунку коефіцієнтів гідравлічних втрат зображена на рисунку 5.1.



Рисунок 5.1 - Схема для розрахунку коефіцієнтів гідравлічних втрат

Для незакріпленого інтервалу свердловини:

де - коефіцієнт гідравлічного опору при русі в кільцевому просторі бурового і тампонажного розчинів:

- для промивальної рідини;

- для тампонажного розчину;

х_кп - швидкість підйому тампонажного розчину в кільцевому просторі, х_кп = 1 м/с;

- номінальний діаметр свердловини, м.

Для закріпленого інтервалу свердловини:

де - внутрішній діаметр другої проміжної колони, при товщині стінки 10,2 мм .

де - коефіцієнт переходу від незакріпленого інтервалу до закріпленого.

Тоді:

де - зовнішній діаметр бурильних труб , на яких спускаємо нижню частину експлуатаційної колони, .



Тоді:

Отже за формулою (5.9):

Тоді:

Отже, за формулою (5.3):

Визначимо густину тампонажного розчину за формулою:

де w - водо цементне відношення, w = 0,5;

- густина тампонажного матеріалу, кг/м³;

- густина рідини замішування, кг/м³.

Перевіряємо умову (5.1):

Приймаємо .

Для верхньої частини експлуатаційної колони також приймаємо .

5.3 Вибір видів тампонажних матеріалів

Враховуючи густину тампонажного розчину, а також пластові тиск і температуру, згідно [1] приймаємо ПЦТ ІІ-100 з вапняно-кремнезамистими добавками, які підвищують термостійкість цементу до 120 °С.

5.4 Розрахунок тампонування експлуатаційної колони

Оскільки колона спускається двома секціями, то розрахунок проводиться для кожної секції окремо.

Розрахунок цементування нижньої частини експлуатаційної колони.

Для подальших розрахунків складемо набір вихідних даних:

1. Глибина свердловини - Н_св = 3500 м;

2. Висота цементного стакана - h_цс = 30 м;

3. Густина тампонажного розчину - с_тр = 1820 кг/м³;

4. Густина цементу - с_ц = 3080 кг/м³;

5. Густина протискувальної рідини - с_п = 1190 кг/м³;

6. Густина промивальної рідини - с_пр = 1190 кг/м³;

7. Водоцементне відношення - w = 0,5;

8. Зовнішній діаметр експлуатаційної колони - D_ек = 139,7 мм;

9. Внутрішній діаметр експлуатаційної колони - d_ек = 121,3 мм;

10. Зовнішній діаметр бурильних труб - D_бк = 127 мм;

11. Внутрішній діаметр бурильної колони - d_бк = 107 мм;

12. Внутрішній діаметр попередньої проміжної колони - d_пр = 198,7 мм;

13. Глибина спуску проміжної колони - Н_пр = 2030 м;

14. Глибина стиковки секцій (глибина спуску бурильних труб) - Н_ст = 1930 м;

15. Коефіцієнт кавернометрії - К_v = 1,2;

16. Діаметр долота - D_д = 190,5 мм.

На рисунку 5.2 наведено схему для розрахунку цементування нижньої частини експлуатаційної колони.

Рисунок 5.2 - Схема для розрахунку цементування нижньої частини експлуатаційної колони

Розрахунок необхідної кількості матеріалів.

Визначаємо необхідний об'єм тампонажного розчину за формулою:

де - площа поперечного перерізу кільцевого простору в незакріпленому інтервалі, м²;

- площа поперечного перерізу кільцевого простору в закріпленому інтервалі, м²;

- площа поперечного перерізу експлуатаційної колони в інтервалі встановлення цементного стакану, м².



Тоді за формулою (5.14):

Визначаємо необхідну кількість сухого цементу за формулою:

де - коефіцієнт, що враховує втрати цементу при завантаженні у змішувальні машини і приготуванні розчину, .

Отже:

Знайдемо необхідну кількість води для приготування тампонажного розчину:



Визначаємо необхідний об'єм протискувальної рідини:

де - об'єм протискувальної рідини всередині експлуатаційної колони, м³;

- об'єм протискувальної рідини всередині бурильної колони, м³.

де - коефіцієнт стиснення рідини,

де - площа внутрішнього перерізу бурильної колони, м².

Тоді:

Тоді за формулою (5.17):

Вибір типу цементувального агрегату.

Цементувальний агрегат вибираємо за тиском на цементувальній головці в кінці процесу цементування:

де - тиск, що виникає внаслідок різниці статичних тисків рідин в колоні і за колоною, Па;

- тиск, який необхідний для компенсування гідравлічних втрат, Па.

де - узагальнений коефіцієнт гідравлічних втрат у трубах.

Для бурильної колони:

де х_т1 - швидкість руху рідини в колоні, м/с.

Тоді:

Для експлуатаційної колони:



Підставимо отримані величини в формулу (5.22):

Отже:

За кінцевим тиском вибираємо цементувальний агрегат ЦА-320М, у якого при діаметрі втулок 127 мм тиск становить Р_ца = 18,2 МПа [2].

Встановлення режиму закачування тампонажного розчину.

Виписуємо характеристику цементувального агрегату ЦА-320М .

Таблиця 5.1 - Подача і тиск, які розвиває цементувальний агрегат

Передача	Діаметр втулок 115 мм
	Тиск, МПа	Подача, м3/с
ІІ	18,2	0,0052
ІІІ	9,5	0,0098
IV	6,1	0,0152
V	4,0	0,023

Для визначення початкової швидкості, при якій починаємо закачування тампонажного розчину, порівнюємо з тисками, які розвиває цементувальний агрегат.

Оскільки МПа < МПа, то весь об'єм тампонажного розчину закачуємо на V передачі.

Встановлення режиму протискування тампонажного розчину.

Визначимо константи цементування, для цього на рисунку 5.3 приведемо розрахункову схему.

Рисунок 5.3 - Схема для розрахунку констант цементування

де - висота стовпа тампонажного розчину в момент коли його рівні в колоні і за колоною збігаються, м;

- віддаль від устя до перерізу свердловини в момент, коли рівні цементу в колоні і за колоною збігаються, м;

- коефіцієнт, який показує на скільки метрів знижується рівень тампонажного розчину в колоні при збільшенні тиску на 1 МПа, м/МПа;

- середня площа поперечного перерізу кільцевого простору, м².



Тоді:

Визначаємо висоти стовпів протискувальної рідини, що закачується на різних передачах.

Робимо перевірку за сумою висот стовпів притискувальної рідини:

Розраховуємо об'єми протискувальної рідини, що закачується на різних передачах.

Оскільки висота стовпа протискувальної рідини, що закачується на V передачі знаходиться в експлуатаційній і допускній колонах, то об'єм знаходимо окремо для кожної колони.

Для експлуатаційної колони:

де - висота протискувальної рідини всередині експлуатаційної колони, .

Для допускної бурильної колони.



Робимо перевірку за сумою об'ємів протискувальної рідини:

Обчислення часу на виконання операції тампонуванняз використанням одного цементувального агрегату.

де , , , - час роботи агрегату на відповідній передачі, хв.;

- час на промивання лінії, закладення і звільнення протискувальних пробок, закачування останньої порції протискувальної рідини на найнижчій передачі,

Час роботи агрегату на відповідній передачі знаходимо за формулою:

де - продуктивність цементувального агрегату на відповідній передачі, м³/с (таблиця 5.1).

Отже:

Обчислення необхідної кількості техніки для виконання операції тампонування.

Спочатку розраховуємо необхідну кількість цементувальних агрегатів:

а) за часом загуснення тампонажного розчину:

де - час початку загуснення тампонажного розчину,

б) з умови забезпечення необхідної швидкості підйому тампонажного розчину в кільцевому просторі:

Отже, приймаємо 2 агрегати ЦА-320М.

Визначаємо необхідну кількість цементозмішувальних машин з умов:

а) за місткістю бункера:

де - місткість бункера цементозмішувальної машини, для машини 2СМН-20 .

б) за продуктивністю:

де - сумарна продуктивність всіх агрегатів при роботі на максимальній передачі, м³/с;

- максимальна продуктивність однієї цементозмішувальної машини, [2].

Отже, приймаємо 4 машини 2СМН-20.

Оскільки n < m, то кількість цементувальних агрегатів приймаємо:

Уточнення часу на виконання операції тампонування.

Визначимо загальний час цементування за умови роботи прийнятої кількості цементувальних агрегатів:

Розрахунок цементування верхньої частини експлуатаційної колони.

Для подальших розрахунків складемо набір вихідних даних:

1. Глибина спуску верхньої частини експлуатаційної колони - Н= 1930 м;

2. Висота цементного стакана - h_цс = 20 м;

3. Густина тампонажного розчину - с_тр = 1820 кг/м³;

4. Густина цементу - с_ц = 3080 кг/м³;

5. Густина протискувальної рідини - с_п = 1190 кг/м³;

6. Водоцементне відношення - w = 0,5;

7. Внутрішній діаметр експлуатаційної колони - d_ек = 121,3 мм;

8. Внутрішній діаметр попередньої проміжної колони - d_пр = 198,7 мм;

На рисунку 5.4 наведено схему для розрахунку цементування верхньої частини експлуатаційної колони.

Рисунок 5.4 - Схема для розрахунку цементування верхньої частини експлуатаційної колони

Розрахунок необхідної кількості матеріалів.

Визначаємо необхідний об'єм тампонажного розчину за формулою:

Тоді за формулою (5.46):

Приймаємо

Визначаємо необхідну кількість сухого цементу за формулою (5.14):

Знайдемо необхідну кількість води для приготування тампонажного розчину (формула 5.15):

Визначаємо необхідний об'єм протискувальної рідини:

де - середня площа внутрішнього перерізу експлуатаційної колони, м².

де - внутрішній середньоквадратичний діаметр експлуатаційної колони, м².

Тоді:

Вибір типу цементувального агрегату.

Цементувальний агрегат вибираємо за результатом розрахунку формули (5.21). Спочатку знайдемо величини елементів формули.

Для закріпленого інтервалу свердловини в інтервалі встановлення експлуатаційної колони діаметром 140 мм:

Для експлуатаційної колони:

Тоді:

Підставимо отримані величини в формулу (5.51):

Отже:

За кінцевим тиском вибираємо цементувальний агрегат ЦА-320М, у якого при діаметрі втулок 127 мм тиск становить Р_ца = 18,2МПа [2].

Встановлення режиму закачування тампонажного розчину.

Виписуємо характеристику цементувального агрегату ЦА-320М .

Таблиця 5.2 - Подача і тиск, які розвиває цементувальний агрегат

Передача	Діаметр втулок 115 мм
	Тиск, МПа	Подача, м3/с
ІІ	18,2	0,0052
ІІІ	9,5	0,0098
IV	6,1	0,0152
V	4,0	0,023

Для визначення початкової швидкості, при якій починаємо закачування тампонажного розчину, порівнюємо з тисками, які розвиває цементувальний агрегат.

Оскільки МПа < МПа, то закачування всього об'єму тампонажного розчину проводимо на V передачі.

Встановлення режиму протискування тампонажного розчину.

Визначимо константи цементування, для цього на рисунку 5.5 приведемо розрахункову схему.



Рисунок 5.5 - Схема для розрахунку констант цементування

Константи цементування розраховуємо за формулами (5.26):

Визначаємо висоти стовпів протискувальної рідини, що закачується на різних передачах.

Робимо перевірку за сумою висот стовпів притискувальної рідини:

Розраховуємо об'єми протискувальної рідини, що закачується на різних передачах.



Робимо перевірку за сумою об'ємів протискувальної рідини:

Обчислення часу на виконання операції тампонуванняз використанням одного цементувального агрегату.

Час роботи агрегату на відповідній передачі знаходимо за формулою (5.40):

Отже:

Обчислення необхідної кількості техніки для виконання операції тампонування.

Спочатку розраховуємо необхідну кількість цементувальних агрегатів:

а) за часом загуснення тампонажного розчину (формула 5.41):

б) з умови забезпечення необхідної швидкості підйому тампонажного розчину в кільцевому просторі (формула 5,42):

Отже, приймаємо6 агрегати ЦА-320М.

Визначаємо необхідну кількість цементозмішувальних машин з умов:

а) за місткістю бункера (формула 5.43):

б) за продуктивністю (формула 5.44):

Отже, приймаємо 7 машини 2СМН-20.

Оскільки n < m, тоді:

n = m+1=7 + 1 = 8

Уточнення часу на виконання операції тампонування.

Визначимо загальний час цементування за умови роботи прийнятої кількості цементувальних агрегатів за формулою (5.45):

Результати розрахунків заносимо в таблицю 5.3.

Таблиця 5.3 - Результати розрахунку тампонування експлуатаційної колони

Параметр	Нижня секція	Верхня секція
Густина тампонажного розчину, кг/м3	1820	1820
Об'єм тампонажного розчину, м3	30	30,6
Маса цементу, кг	38220	38984
Водоцементне відношення	0,5	0,5
Об'єм води, м3	19,1	19,5
Об'єм протискувальної рідини, м3	37	23,1
Тиск на устьовій цементувальній голівці у кінці тампонування, Па	12,4	15,1
Кількість цементувальних агрегатів, шт	5	8
Кількість цементозмішувальних машин, шт	4	7
Час тампонування, хв	30	47

6. Підготовчо-заключні роботи

6.1 Підготовчі роботи перед спуском обсадних колон

Перед спуском обсадних колон в свердловину робиться проробка ствола свердловини. Швидкість проробки під кондуктор - 20 м/год, під проміжну колону - 40 м/год, під експлуатаційну - 40 м/год. Післ проробленн слід провести промиванн свердловини в 1-2 цикли. Під час промиванн слід дотримуватись турбулентного руху рідини. Після цього потрібно провести ГДС, і по даних кавернограми визначити місце установленн цементувальних ліхтарів і скребків. Після цього потрібно провести шаблонуванн свердловини.

Обсадну колону слід перевірити на трубній базі і провести її опресуванн та дефектоскопічну перевірку. Перевірені труби слід завозити на спеціальних трубовозах. Загальна довжина труб повинна перевищувати 5% довжини обсадної колони. Різьбові з`єднання на трубах повинні бути захищені захисними ковпаками. На містках труби сортують за міцністю, товщиною стінки і складають в порядку протилежному черговості їх спуску в свердловину. При складанні кожну трубу номерують, заміряють її довжину і надписують на трубі її номер, довжину і наростаючу довжину колони.

На бурову завозять справний інструмент (елеватори, ключі, хомути). У вежі на висоті 8-10м встановлюють пересувну люльку. На стіл ротора кладуть дерев'яний настил. Перед спуском слід перевірити все обладнання, надійність його кріплення, співвісність вежі, стола ротора і устя свердловини. Зношений талевий канат потрібно замінити новим. На бурову потрібно привести спеціальний перевідник, для проміжних промивань свердловини.

На бурову завозять елементи технологічної оснастки обсадної колони : центрувальні ліхтарі, скребки, направляючу пробку башмачний патрубок, зворотній клапан, стиковочний вузол. Схема низу обсадної колони наведена на рисунку 6.1

1 - направляюча пробка; 2 - башмачне кільце; 3 - башмачний патрубок; 4 - дротяні щітки; 5 - зворотний клапан; 6 - кільце «стоп»;7 - турбулізатор; 8 - центруючий пристрій.

Рисунок 6.1 - Схема низу обсадної колони

6.2 Спуск обсадних колон

Для підвищення герметичності різьбових з`єднань слід використати мастило Р-2. При згвинчуванні обсадних труб слід дотримуватись таких граничних моментів: для труб діамером 140 мм - 5,8 кНм. Муфти і труби з овальністю, які перевищують допуски стандарту слід відбракувати. Першу секцію експлуатаційної колони слід спускати зі швидкістю 0,4 м/с, другу - 1 м/с. Через кожних 200м спущених труб потрібно доливати обсадну колону.

6.3 Підготовчі роботи перед тампонуванням обсадних колон

Перед цементуванням обсадної колони на бурову слід доставити ЦА, ЦЗМ, БМ, СКЦ - 2М, осереднюючу ємкість, цементувальну головку, різні

з`єднуючі пристрої, які забезпечуть якісне цементування обсадної колони. Цемент, на якому буде проводитись цементування слід перевірити на якість в лабораторії.

Схема обв`язки ЦА і ЦЗМ при цементуванні нижньої секції приведена на рисунку 6.2.

1-станція контролю за процесом цементування; 2 - цементувальний агрегат для нагнітання води; 3 - блок маніфольду; 4 - цементувальний агрегат; 5 - цементозмішувальна машина; 6 - осереднюючи ємність; 7 - колонна головка.

Рисунок 6.2--Схема об'вязки обладнання з устям свердловини при цементуванні.

6.4 Тампонування обсадних колон

Для оперативного і автоматичного контролю на усті свердловини при цементуванні використовуєм спеціальну самохідну станцію-лабораторію (СКЦ - 2М). Вона виміряє такі технологічні параметри : витрату, сумарний об`єм закачуваної в колону рідини, тиск в нагнітальному трубопроводі, густину цементного розчину.

Керівник робіт управляє процесом цементування із лабораторії. Всі машини зв`язуються з лабораторією кабельними лініями телефонного зв`язку. Також розпорядження керівника передаються через гучномовець.

6.5 Заключні роботи після тампонування

Термін очікування затвердіння цементу повинен бути не менше 12 годин. Під час ОЗЦ колона повинна бути підвішена на талевій системі. Потрібно періодично знижувати тиск в колоні і заколонному просторі, плавно відкриваючи кран на цементувальній головці. Обсадні колони слід обв`язати між собою колонною головкою типу ООК-2x700.

Перед відновленням бурових робіт слід перевірити якість цементування: визначити висоту підйому тампонажного розчину, щільність контактів цементного каменю з обсадною колоною і стінкою свердловини, герметичність кільцевого простору. Потрібно провести термометрію і акустичну цементометрію.

Герметичність обсадної колони перевіряють опресуванням. Для цього спускають НКТ, міжколонний простір герметизують фонтанною арматурою

4 АФК-50-700, яка наведена на рисунку 6.3. Відновлюють зворотнє промивання водою, в яку одночасно компресором подають повітря під тиском 37 МПа. Якщо за 30 хв. спокою зниження тиску не перевищить вказаної вище величини, то колону вважають герметичною.



1 - ялинка; 2 - фланцеві з'єднання; 3 - трійник; 4 - ствол; 5 - патрубок; 6,7,12 - засувки; 8 - штуцер; 9 - лубрикатор; 10,11 - манометр.

Рисунок 6.3--Фонтанна арматура

7. Випробування та освоєння продуктивних горизонтів

Після завершення бурових робіт свердловину готують до проведення виклику припливу пластового флюїду і випробування. Для цього на верхній кінець експлуатаційної колони встановлюють фонтанну арматуру (рисунок 7.1), а на території біля свердловини розміщують і обв`язують цією арматурою ємності для збору і зберігання рідин, сепаратори, факельні пристрої, мірники, апаратуру для заміру дебітів рідкої і газоподібної фаз, тиску, температури, для відбору проб рідини, що виходить із свердловини і ін. Тимчасово встановлюють і обв`язують з устям свердловини компресори і насосні агрегати, які потрібні для промивання свердловини і виклику припливу.

До початку робіт по випробуванню свердловини необхідно ретельно очистити всі ємності, промити і заповнити тими рідинами, які будуть необхідні для вторинного розкриття продуктивного пласта і виклику припливу з нього, а також промивальною рідиною з густиною, достатньою для глушіння нафтогазопроявів у випадку, якщо в цьому виникне необхідність. Об`єм промивальної рідини повинен бути не меншим двох об`ємів експлуатаційної колони.

Вторинне розкриття здійснити з допомогою перфоратора ПКО - 89 по 18 отворів на один погонний метр.

Перед перфорацією свердловину ретельно промивають і заповнюють промивальною рідиною, яка повинна зодовільняти вимоги первинного розкриття пласта. При проведенні перфорації необхідно виключати зниження фільтраційно-ємносних властивостей колектора або незворотнє закупорення перфораційних каналів. Під час перфорації свердловина в зоні перфораційноо об`єкта повинна бути заповнена спеціальною перфораційною рідиною, що має низьку закупорювальну дію, або перфорацію слід проводити при депресії.

Устя свердловини повинно бути герметизовано спеціальною засувкою високого тиску. Над устям при підготовці до перфорації встановлюють спеціальний лубрикатор, який дозволяє проводити багаторазові спуски перфоратора в обсадну колону під тиском.

Освоєння продуктивних горизонтів проводять зниженням тиску в свердловині за допомогою компресора. Для цього в міжтрубний простір пересувним компресором нагнітають повітря, яке витісняє рідину вниз до башмака НКТ, а потім, прорвавшись всередину цих труб, аерує рідину і витісняє її на денну поверхню. У міру насичення рідини повітрям густина і тиск її стовпа зменшуються, а після викидання кожної порції води із труб рівень рідини в свердловині падає. Після початку припливу газу з пласта в свердловину компресор відключають.

1 - устєва головка; 2 - елеватор; 3 - бурильні труби; 4 - ротор; 5 - проміжна колона; 6 - шарнір-косинець; 7 - відвід для відбору проб; 8 - лінія для приєднання до цементувального агрегату; 9 - відвідна лінія від превенторів.

Рисунок 7.1 - Схема обладнання під час випробування



8. Охорона праці, надр та довкілля

Перед початком спуску обсадної колони необхідно ретельно перевірити справність механічного і енергетичного обладнання, колонної головки, контрольно-вимірювальної апаратури, ізоляціїї електрокабелів, електропроводки, системи заземлення; придатність обладнання до використання при тих навантаженнях, які можутиь виникнути під час спуску, розходжування і цементування колони; правильність центрування вежі, талевої системи; правильність установки люльки; відповідність плашок в привенторах діаметру спускаючої обсадної колони. Керівник робіт і бурильник, працюючий біля гальма лебідки, повинні знати величину критично допустимого навантаження даної колони вище її ваги в рідині. Всі види обладнання, обв`язки, інструменту, які можуть опинитися під напругою, повинні бути надійно ізольовані і заземленні.

Спускати обсадні труби в свердловину слід з допомогою спайдерів, або клинів; спускати на елеваторах можна тільки в крайній необхідності.

При спуску колони необхідно контролювати наявність рівня рідини біля устя свердловини, густину газонасиченість витісняючої рідини, а при проміжних промиваннях - також відповідність рівності закачуваної і витікаючої рідин. У випадку виявлення признаків газування промивальної рідини необхідно закрити привентор, посилити інтенсивність промивання, замінити газонасичену рідину новою обважненою в тій частині, де вже спущена колона, а потім максимально прискорити спуск останньої її частини.

До початку цементування, цемент та інші порошкоподібні матеріали, які необхідні для операції, повинні бути завантажені в бункери змішувальних машин. Персонал, який працює на таких навантажувально-розвантажувальних роботах необхідно забезпечити распіраторами, комбінізонами і спеціальними окулярами, які захищають дихальні шляхи і очі від попадання пороху і інших небезпечних речовин. Обертові вузли змішувальних машин повинні бути закриті запобіжними кожухами або решітками.