Проект заканчивания наклонно-направленной добывающей нефтяной скважины глубиной 2970 м на Федоровском месторождении

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРТСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЯ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

ТЮМЕНКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

ИНСТИТУТ ГЕОЛОГИИ НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ

Кафедра: Бурение нефтяных и газовых скважин

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

на тему: Проект заканчивания наклонно-направленной добывающей нефтяной скважины глубиной 2970м на Федоровском месторождении

по дисциплине: Заканчивание скважин

Студент: Аксенов Н.А.

Руководитель проекта: Щербич Н.Е.

Тюмень 2014

Оглавление

Введение

1. Исходные данные для выполнения курсового проекта

2. Обоснование и проектирование конструкции скважины

3. Выбор материалов для цементирования скважин

4. Расчет обсадных колонн на прочность

4.1 Расчет избыточных давлений для эксплуатационной колонны на момент окончания цементирования

4.2 Определение наружное избыточное давление при испытании на герметичность путем снижения уровня

4.3 Испытание на герметичность снижением уровня при освоении

4.4 Испытание на период окончания эксплуатации скважины

4.5 Расчет на внутренние избыточные давления

4.6 Построение обобщенных эпюр Р_ви и Р_ни

4.7 Выбор эксплутационной колоны по секциям

5. Подготовка обсадных труб к спуску

6. Расчет технико-технологических параметров процесса цементирования

6.1 Обоснование потребного объема материалов для приготовления тампонажного раствора

6.2 Обоснование числа смесительных машин и цементировочных агрегатов при закачке и продавливании тампонажных растворов

6.3 Определение времени цементирования

7. Обоснование технологической оснастки обсадной колонны

8. Технологическая схема обвязки цементировочной техники

9. Обоснование способа контроля качества цементирования

10. Обоснование способа вторичного вскрытия продуктивных горизонтов

11. Выбор способа освоения скважины

12. Вопросы охраны труда, окружающей среды и техники безопасности труда

Литература

Введение

В административном отношении Федоровское месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Ближайшим крупным населенным пунктом является город Сургут (30-35 км). Федоровское месторождение, находится в 10 км к северо-востоку от разрабатываемого месторождения - Западно-Сургутского. В 35-45 км от месторождения проходит нефтепровод Нижневартовск-Усть-Балык-Омск и Тюмень-Курган-Альметьевск.

Рисунок 1.1- Карта Федоровского месторождения

Климат района резко континентальный с продолжительной холодной зимой, теплым, непродолжительным летом и короткой весной и осенью. Характерной особенностью района является резкое колебание температуры в течение года, месяца и даже суток. По данным многолетних наблюдений среднегодовая температура низкая и колеблется от -3,2^оС до -2,6^оС. Наиболее высокая температура летом достигает +30^оС. Зимой температура падает до -50^оС. Грунт промерзает до 1,5 м, на болотах до 0,20 м.

1. Исходные данные для выполнения курсовой работы

Таблица 1- Общие сведения о районе буровых работ

Наименование	Значение (текст, название, величина)
1.Наименование площади (месторождения) 2.Температура воздуха, 0С - среднегодовая - максимальная летняя - минимальная зимняя 3.Среднегодовое количество осадков, м 4.Максимальная глубина промерзания грунта, м 5.Продолжительность отопительного периода в году, сут. 6.Преобладающее направление ветра 7.Наибольшая скорость ветра, м/с	Федоровское месторождение от -3,2 до -2,6 +30 -50 0,4 2 257 зимой ЮЗ-З; летом С-СВ 22
8.Сведение о площадке строительства и подъездных путях: - рельеф местности - толщина снежного покрова, см - толщина почвенного слоя, см - характер растительного покрова	равнинный, слабовсхолмленный 150-200 30 хвойно-лиственный, сосново-березовый
9. Источник водоснабжения - для бурения - питьевая вода для питьевых нужд	скважина-колодец привозная
10.Источник электроснабжения	энергосистема (ЛЭП)
11.Средства связи	сотовая связь, радиостанция
12.Карьерные материалы	Гидронамыв

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины

№ п/п	Стратиграфические подразделения	Глубина залегания, м	Горная порода	Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.д.)	Коэффициент кавернозности в интервале
	название	индекс	от (кровля)	до (подошва)	мощность (толщина)	краткое название
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	Новомихайловская	Q	0	40	40	Суглинки, cупеси	Торфяники, суглинки, супеси	1,3
2	Чеганская	P2/3	40	330	290	Глины, пески	Глины з/серые с прослоями песков м/з	1,3
3	Люлинворская	P2/3	330	500	170	Чередование глин, песков	Глины серые и коричневые, пески светлые м/з с прослоями бурых углей	1,3
4	Талицкая	P1/3	500	660	160	Глины, пески	Пески кварцевые, глины алевритистые с прослоями бурых углей	1,3
5	Ганькинская	P1/3 P3/2	660	770	110	Глины, алевролиты	Глины серые с линзами алевролитого материала	1,3
6	Березовская	P2/2	770	820	50	Глины, опоки, алевролиты	Глины опоковидные, опоки серые, с прослоями серых слюдистых алевролитов	1,3
7	Кузнецовская	P1	820	940	120	Глины, алевролиты	Глины т/серые, серые, зеленоватые, алевритистые с глауконитом с прослоями алевролита и включениями пирита	1,3
8	Покурская	K2	940	980	40	Глины	Глины ж/зеленые, серые, диатомитовые, известковистые	1,25
9	Алымская	K2	980	1720	740	Опоки, глины, пески	Опоки серые, глины з/с с прослоями углей, пески с/з	1,25
10	Вартовская	K2	1720	1895	175	Глины, опоки	Глины т/серые плотные, тонкополосчатые, листоватые	1,25
11	Мелионская	K1+K2	1895	2288	393	Чередование песчаников, песков, глин и алевролитов	Переслаивание песков, алевролитов, песчаников с глинами з/серыми	1,1
12	Баженовская	K1	2288	2688	400	Аргиллиты, алевролиты	Аргиллиты серые, алевролиты серые слюдистые	1,1
13	Тюменская	K1	2688	2970	282	Алевролиты, песчаники	Переслаивание песчаных и глитисто-алевролитовых пород, алевролиты серые, плотные, песчаники мелкозернистые с/з	1,1

Плотность, кг/м3	Пористость, %	Проницаемость, мкм2	Глинистость, %	Карбонатность, %	Категория породы по промысловой классификации (мягкая, средняя и т.д.)
10	11	12	13	14	15
1900	2	0,1	10	-	М
1900	2	0,1	40	-	М
1900	1	0,1	50	-	М
1900	1	0,1	45	-	М
2000	1	0,3	45	-	М
2000	1	0,1	50	-	М.МС
2100	1	0,2	50	-	М.МС
2100	1	0,6	50	6	МС
2100	1	0,102	30	10	МС
2000	1	0,45	20	7	МС
2100	12	0,015	18	7	М.МС.С
2100	16	0,037	18	7	М.МС
2100	20	0,037	16	6	С

Таблица - Градиенты пластового давления и гидроразрыва пород

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал,м	Интервал,м
	От (верх)	От (верх)	пластового	Гидроразрыва
			В начале интервала	В конце интервала	В начале интервала	В конце интервала
Q	0	40	0.100	0.100	0.22	0.22
P2/3	40	330	0.100	0.100	0.22	0.22
P2/3	330	500	0.100	0.100	0.22	0.22
P1/3	500	660	0.100	0.100	0.20	0.20

P1/3 P3/2	660	770	0.100	0.100	0.18	0.18
P2/2	770	820	0.100	0.100	0.18	0.18
P1	820	940	0.101	0.101	0.18	0.18
K2	940	980	0.102	0.102	0.17	0.17
K2	980	1720	0.103	0.103	0.17	0.17
K2	1720	1895	0.103	0.103	0.17	0.17
K1+K2	1895	2288	0.103	0.103	0.17	0.17
K1	2288	2688	0.103	0.103	0.17	0.17
K1	2688	2970	0.104	0.104	0.16	0.16

Таблица - Водоносность

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Тип коллектора	Плотность, г/см3	Дебит, м3/сут	Химический состав воды, мг/л
	От (верх)	до (низ)				анионы	катионы
						CL4	SO4	HCO3	Na+ +K+	Mg+2	Ca+2
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Q-Р1/3	50	770	поров	1,00	1	6	38	90	50	16	30
К2 +К1	1720	1895	поров	1,00	1500-2000	95	-	1	90	7	3
К1	1895	2688	поров.	1,01	40	97	-	5	92	5	6
К1	2688	2970	поров-трещин	1,016	10	87		12	94	2	4

Степень минерализации, г-экв/л	Тип воды по Сулину СФН - сульфатонатриевый ГКН - гидрокарбонатнонатриевый ХМ-хлоромагн., ХК-хлорокальциев.	Отношение к источнику питьевого водоснабжения (ДА, НЕТ)
13	14	15
0,2-0,3	ХК	Да
0,5	ГКН-ХК	Нет
16-20	ГКН-ХК	Нет
22	ГКН	Нет



Таблица - Нефтегазоводопроявления

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Вид проявляемого флюида (вода, нефть, конденсат, газ)	Величина столба газа при ликвидации газопро- явления, м	Плотность смеси при проявлении для расчета избыточных давлений, кг/м3	Условия возникновения	Характер проявления (в виде пленок нефти, пузырьков газа, перелива воды, увеличение водоотдачи и т.д.)
	от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5	6	8	9
К2 - К1	1895	2062	газ		1,01		Снижение гидростатического давления в скважине из-за: - недолива жидкости; - подъема инструмента с “сальником”; - снижение плотности жидкости, заполняющей скважину ниже допустимой величины	Увеличение Водоотдачи
К1 (БС16)	2288	2970	нефть	свободный газ отсутствует	0,8

Таблица - Осыпи и обвалы стенок скважины

Индекс стратиграфического подразделения	интервал	Интенсивность осыпей и обвалов	Проработка в интервале из-за этого осложнения	Условия возникновения
	от (верх)	до (низ)		мощность, м	скорость, м/час
1	2	3	4	5	6	7
Q-P1	0	750	интенсив	700	100-120	Проработка интервала
К1	750	1720	слаб	1000	100-120

Таблица - Поглощение бурового раствора

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Максимальная интенсивность поглощения, м3/ч	Условия возникновения
	от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5
Q - P1	0	750	до 5,0	Отклонение параметров бурового раствора от проектных, нарушение скорости СПО

Таблица - Поглощение бурового раствора

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Вид (название) осложнения: желобообразование, перегиб ствола, искривление, грифонообразование	Характеристика (параметры) осложнения и условия возникновения
	от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5
K2-K1	940	1720	разжижение бурового раствора	Отклонение свойств и параметров бурового раствора от проектных, в том числе снижение гидростатического давления на проявляющие пласты за счет снижения плотности
K1	1720	2688	сужение ствола скважины	Естественный процесс набухания глин, зависящий от времени контакта с буровыми растворами на водной основе и отклонений свойств и параметров раствора от проектных, в том числе уровня фильтрации воды (водоотдачи).

Таблица - Конструкция скважины

Номер колонны в порядке спуска	Название колонны	Интервал установки колонны, м	Номинальный диаметр ствола скважины долота), мм	Характеристика трубы	Расстояние от устья скважины до уровня подъема тампонажного раствора за колонной, м
				изготовление обсадных труб (отечественное, импортное)	номинальный наружный диаметр обсадных труб, мм	тип соединения (НОРМ, ОТТМ, ОТТГ, ТБО и т.д.)	максим. наружный диаметр соединения, мм
		по вертикали	по стволу
		от (верх)	до (низ)	от (верх	до (низ)
											по вертикали	по стволу
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
2	Кондуктор	0	750	0	750	295,3	ГОСТ26693-85	240	ОТТМА	295,3	0	0
3	Эксплуатационная	0	2970	0	3182	215,9	ТУ-3664-874-05749/80-98	218	БТС	220,7	600	3182

Длина скважины по стволу l, м	Проекции
	вертикальная h, м	горизонтальная а, м
I вертикальный участок ствола
l1 = 50	h1 = 50	а1=0
II участок набора зенитного угла
l2=506	h2 = 500	a2=80
III наклонно-прямолинейный участок
l3=2507	hз=2400	a3=700
IV резкоискривленный участок
l4=2812	h4= 2700	a4=760
V наклонно-прямолинейный участок
l5 = 3127	H5=2970	a5 = 780
Всего
L=3127	Hпр=2970	A=780

Расчет профиля скважины

2. Обоснование и проектирование конструкции скважины

Выбор и проектирование конструкции скважины производим согласно положениям в два этапа. На первом этапе обосновываем количество обсадных колонн, глубины их спуска. На втором - размеры колонн, диаметры долот, интервалы цементирования.

Опытное число промежуточных колонн, глубины установки их башмаков при проектировании конструкции скважины определяем графически, по числу зон с несовместимыми условиями бурения, которые строим согласно сопоставления градиентов пластового давления, давлений гидроразрыва пластов, прочности и устойчивости пород. Данные приведены в таблице

В соответствии с требованиями строится совмещенный график пластовых давлений и гидроразрыва пород с использованием геологического материала.

По совмещенному графику давлений и геологическому материалу определяем число и интервал спуска обсадных колонн, которые перекрывают зоны возможных осложнений при бурении.

Вывод: анализ графика показывает наличие в разрезе пласта с малым давление гидроразрыва поэтому вскрытие данного пласта производим на растворе с подходящей геологическим условиям плотности, а затем изолируем его спуском обсадной колоны (технической).

На основании этого принимается следующая конструкция скважины:

1. кондуктор - для разобщения верхнего интервала разреза горных пород, изоляции пресноводных горизонтов от загрязнения, монтажа противовыбросового оборудования и подвески последующих обсадных колонн, диаметром 245 мм спускается на глубину 750

2. эксплуатационная колонна - предназначенная для разобщения продуктивных пластов от всех остальных и извлечения газа, диаметром 168 мм спускается на проектную глубину - 3182 м.

Глубина спуска кондуктора принята 750 м в соответствии с требованиями Госгортехнадзора, что будет достаточно для перекрытия зоны интенсивных осыпей, обвалов и зон ММП.

Интервалы цементирования колонн приняты в соответствии , согласно которым направление и кондуктор в нефтяных скважинах должны быть зацементированы по всей длине. В остальных случаях высота подъема тампонажного раствора должна составлять не менее 500 м над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения секций обсадных колонн, а также башмаком предыдущей обсадной колонны

Диаметр эксплуатационной колонны выбираем исходя из ожидаемого суммарного дебита, габаритов оборудования, которое будет спущено в данную колонну для обеспечения заданного дебитоа, проведения ГИС, опробования продуктивных пластов . Так как дебит равен 250 - 350 м³/сут., то диаметр эксплуатационной колонны принимаем 168 мм. Диаметр долота под эксплуатационную колонну и диаметр предыдущей колонны вычисляем по формулам:

d_д = d_м + Д_н ,мм (1)

(d_н)_пред = d_д +2( Д_в + д), мм (2)

где Д_в - радиальный зазор между долотом и внутренней поверхностью той колонны, через которую оно должно проходить при бурении скважины (Д_в больше 3-5 мм);

Д_н - разность диаметров между муфтой обсадной колонны и стенкой ствола скважины;

Д_в - наибольшая возможная толщина стенки труб данной колонны.

Диаметры обсадных колонн и долот для бурения под них определяем снизу вверх по формулам 1,2.

Расчетные значения диаметров долот уточняются по ГОСТ-20692-2003, а для обсадных труб по ГОСТ-632-80.

Диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну:

Д_Н=25 мм;

d_н=168 мм;

d_м=188 мм;

Д_в=5 мм;

д=8,9 мм;

d_д=188 + 25=213 мм;

Согласно ГОСТ 20692-2003 принимаем диаметр долота под эксплуатационную колонну равный 215,9 мм.

Определяем диаметр кондуктора:

(d_н)_к = 215,9 +2( 5 + 8,9)= 244,9мм;

принимаем диаметр кондуктора 245 мм.

Определяем диаметр долота под кондуктор:

Д_Н=25 мм;

d_м=270 мм;

Д_в=5 мм;

д=8,9 мм;

d_д=270 + 25=295 мм;

Принимаем диаметр долота 295,3 мм.

Аналогично рассчитываем для направления.

Результаты расчетов сведены в таблицу

Наименование колонны, номер колонны в порядке спуска	Интервал установки колонны, м	Номинальный диаметр ствола скважины,мм	Расстояние от забоя до уровня подъема тамп. раствора за колонной, м	Номинальный диаметр обсадных труб, мм
1.Кондуктор	0-750	295,3	500	245
2.Эксплуатационная колонна	0-3182	215,9	2300	168

скважина обсадный колонна цементирование

Характеристики труб.

ГОСТ на трубы	Номинальный диаметр обсадных труб, мм	Тип резьбового соединения	Максимальный наружный диаметр соединения, мм
ГОСТ 632-80	244,5	ОТТГ	270,0
	168,3		188,0

3. Выбор материалов для цементирования скважин

Выбор вида тампонажного материала производится по требованиям ПБНГП. Рекомендуется интервал против продуктивных пластов цементировать бездобавочным тампонажным раствором. Наибольшей термодинамической температуре соответствует марка цемента ПЦТ-1-100 ГОСТ 1581-96. Выше-лежащие интервалы цементируются облегченным тампонажным раствором.

Обоснование плотности тампонажного раствора для цементирования вышележащих интервалов производим из условия поглощения тампонажного раствора наиболее «слабым» пластом (определяется по давлению гидроразрыва из совмещенного графика давлений) и наиболее полного вытеснения буровой промывочной жидкости из затрубного пространства.

=, кг/м ³ (3)

= с_пж +200, кг/м³ (4)

L- глубина спуска обсадной колонны, м;

L_п- глубина залегания подошвы наиболее «слабого» пласта, м;

высота подъема тампонажного раствора от башмака колонны, м.

«Слабый» пласт 1270 - 2320 м.

h - высота подъема тампонажного раствора от башмака колонны, м.

с_тр ^н = 1410 +200=1610 кг/м³;

= 1602 кг/м³;

Принимаем плотность бездобавочного тампонажного раствора с_бтр= 1600 кг/м³. Его мы используем для перекрытия продуктивных пластов и 50 метров выше.

? 1977 кг/м³;

Принимаем плотность облегченного тампонажного раствора с_об = 1530 кг/м³.

Проверяем условие недопущения поглощения тампонажного раствора на момент окончания цементирования скважины:

Р_кп<Р_погл (5)

Р_кп=Р_кпс + ?Р_кп + Р_укп (6)

Р_кпс= (с_отр•h_отр + с_бтр•h_бтр)•g (7)

Расчет:

Р_кпс= (1530•1950 + 1600•350+1410·750)•9,81= 45,1 МПа;

Р_упк=0.

Гидродинамическое давление в кольцевом пространстве определяется по формуле:

(8)

где - коэффициент гидравлических сопротивлений;

- плотность прокачиваемой жидкости, кг/м³;

Q_кр - критическая производительность цементировочных агрегатов, м³/с;

dг - диаметр кольцевого пространства, м;

F - площадь поперечного сечения кольцевого пространства, м²;

l - длина участка прокачивания жидкости, м.

В свою очередь определяется как:

 (9)

где К_з - шероховатость элементов системы, м;

К_з=310^-3 м (для необсаженного участка скважины);

Re - число Рейнольдса.

(10)

где F - площадь поперечного сечения кольцевого пространства, м;

- пластическая вязкость жидкости, Пас.

, (11)

где Не - число Хедстрема.

(12)

где ₀ - динамическое напряжение сдвига, Па.

(13)

(14)

где К - коэффициент кавернозности, К=1,1;

D_Д - диаметр долота, м;

dн - наружный диаметр обсадных труб.

с_ср = 1530 кг/м³;

Па;

Пас;

м;

;

;

Режим течения турбулентный 3003,6>2320;

F=0,785 = 0,022 м²;

м³/с;

;

Па;

Р_кп= Па;

так как Р_погл = 53,7 МПа, условие выполняется.

Тампонажные растворы, используемые для цементирования эксплуатационной колонны, приведены в таблице

Состав раствора	с, кг/м3	зпл, мПа?с	ф0, Па
ПЦТ- III -50 ГОСТ 1581-96	1530	30	6
ПЦТ- I -100 ГОСТ 1581-96	1800	42	9
Техническая вода ( с добавлением 4% CaCl2)	1020
Буферная жидкость (НТФ+Вода)	1300
Промывочная жидкость (глин.раствор)	1410
Продавочная жидкость	1150

4. Расчет обсадных колонн на прочность

Целью расчета обсадных колонн на прочность является проектирование равнопрочной колонны по всему интервалу крепления.

Методика расчета обсадных колонн сводится к определению наружных избыточных и внутренних избыточных давлений, а также растягивающих нагрузок.

На основании исходных и расчетных данных определяем схемы расположения технических жидкостей (цементного камня) внутри и за колонной на различных этапах строительства и эксплуатации скважины.

Определяем внутренние и избыточные наружные давления.

Рни_z = Рн_z- Рв_z , МПа (15)

4.1 Расчет избыточных давлений для эксплуатационной колонны на момент окончания цементирования

с_ц = 1800 кг/м³;

с_об = 1530 кг/м³;

Рн₂₉₇₀ =1800·9,81·600 +1530·9,81·2170 + 1410·9,81·750 = 53,5 МПа;

Рв₂₉₇₀ =1150·9,81·2970 = 33,50 МПа;

Рни₂₉₇₀ = 53,5 - 33,50 = 20 МПа;

4.2 Определяем наружное избыточное давление при испытании нагерметичность путем снижения уровня

для проведения испытании на герметичность путем снижения уровня используем продавочную жидкость с_пр= 1150 кг/м³.

Н_и= 900 м - снижение уровня.

L_к = 500 м - глубина башмака предыдущей колонны.

с_{пор. ж}= 1100 кг/м³;

Р_{ни 500} = 1410·9,81·500 = 6,9 МПа;

Р_{ни 900} = 9,81·(1410·600 + 1100·300) = 11,8 МПа;

Р_{в 2970} = 1150·9,81·2070 = 23,35 МПа;

Р_{н 2970} = 9,81·(1410·600 + 1100·2370) = 33,5 МПа;

Р_{ни 2970}= 33,5 - 23,35 = 10,15 МПа.

4.3 Испытание на герметичность снижением уровня при освоении

После получения разрешения представителя противофонтанной службы произведем замену продавочной жидкости в стволе скважины на раствор хлористого натрия плотностью 1,13 г/см³ с обеспечением противодавления на пласт.

Н_о= 850 м - снижение уровня при освоении.

с_{жид.осв} = 1130 кг/м³;

Р_{ни 500} = 9,81·500·1410 = 6,9 МПа;

Р_{ни 950} = 9,81·(1410·700 + 250·1130) = 12,45 МПа;

Р_{н 2970} = 9,81·(1410·700 + 2370·1130) = 35,9 МПа;

Р_{в 2970} = 1130·9,81·2050 = 22,7 МПа;

Р_{ни 2970} = 35,9 - 22,7 = 13,2 МПа.

4.4 Испытание на период окончания эксплуатации скважины

Н_э ? Н_скв

Н_э = 2000 м;

Р_{ни 2000} = 9,81·(1410·600 + 1400·1100) = 23,4 МПа;

Р_{н 2970} = 9,81·(1410·600 + 2370·1100) = 33,8 МПа;

Р_{в 2970} = 840·9,81·600 = 4,9 МПа;

Р_{ни 2700} = 31,3 - 5,8 = 28,9 МПа;

Р_{н 2970} = Р_пл= 33,8 МПа;

Р_{в 2970} = 840·9,81·1000 = 8,2 МПа;

Р_{ни 2970} = 33,8 - 8,2 = 25,6 МПа.

4.5 Рассчитываем внутренние избыточные давления

Если 1,1 Р_у>Р_оп (для 168 колонны 11,5 МПа), то Р_ви = 1,1Р_у

Иначе Р_ви= Р_оп, где Р_у= Р_пл/ е^s, (16)

е^s = , (17)

S = , (18)

где г - удельный вес газа по воздуху, Н/м³;

m = 1,32 - коэффициент сжимаемости газа;

, єК . (19)

329 єК,

S = = 0,18;

е^s = 1,19;

Р_у= = 25,2 МПа;

Р_ви = 1,1·25,2 = 27,7 МПа;

Р_ви = Р_ви+ с_{жид.осв} ·500·g - с_{пор. ж} ·500·g;

Р_ви = 27,7·10⁶ + 1120·500·9,81 - 1410·500·9,81= 26,2 МПа;

Р_ви2970 = Р_ви+ с_{жид.осв} ·2970·g - Р_пл;

Р_ви2970 = 27,7·10⁶ + 1120·2970·9,81 - 30· 10⁶ = 30,3 МПа.

4.6 Производим выбор эксплутационной колоны по секциям

Для этого проверяем следующие условия:

1. на смятие:

Р_ни ? , (20)

2. на разрыв:

Р_ви ? , (21)

3. на растяжение:

Q ? , (22)

n₁ = 1,1 - запас прочности;

n₂ =1,15;

n₃ =1,15;

Р_ни2970 = 25,6 МПа, Р_ви2970= 30,3 МПа,

Р_кр ? 1,1•25,6 = 28,1 МПа; Р_т ? 1,15·30,3 = 34,8 МПа;

Этому давлению соответствуют трубы группы «Д» с толщиной стенки 11 мм и Р_кр= 33,4 МПа;

Р_т = 38,9 МПа.

Принимаем длину первой секции на 50 м выше кровли эксплуатационного пласта:

L₁ = 300+50 = 350м;

Определяем вес первой секции:

q₁= 0,4 кН/м - вес 1 м трубы;

Q₁= 350•0.4 = 140 кН;

Р_ст ? 1,15·140 = 161 кН;

так как страгивающая нагрузка для труб данного типа составляет Р_ст = 1294 кН, то они подходят.

Р_ни2970 = 25,6 МПа, Р_ви2970= 30,3 МПа,

Р_кр ? 1,1•25,6 = 28,1 МПа; Р_т ? 1,15·30,3 = 34,8 МПа; Этому давлению соответствуют трубы группы «Е» с толщиной стенки 8,9 мм и

Р_кр= 31,3 МПа; Р_т = 51,0 МПа; Р_ст = 1569 кН; q₂ = 0,3 кН/м;

Определяем значение для труб 2-й секции из условия двухосного нагружения, с учетом влияния растягивающих нагрузок от веса 1-й секции длиной L₁

, (23)

Q = 161 кН - осевая растягивающая нагрузка на трубу;

Q_т = 2450 кН - растягивающая нагрузка, при которой напряжение в теле трубы достигает предела текучести;

МПа;

, (24)

, (25)

кН; = 4011,3 м;

Q₂ = 2650·0,3 = 795 кН; Р_ст ? 1,15·795 = 914,3 кН; Р_т ? 1,15·29,2 = 33,6 МПа

Принимаем колонну, состоящую из двух секций.

Вес колонны: Q_к= Q₁ + Q₂ = 795 + 161 = 956 кН.

Таблица 4.1

Номер секции	Группа прочности	Длина, м	Ркр, МПа	Рт, МПа	Рст, кН	д, мм	q, кН/м
1	2	3	4	5	6	7	8
2	Е	2650	31,3	51,0	1569	8,9	0,3
1	Д	350	35,4	41,9	1294	10,6	0,4

5. Подготовка обсадных труб к спуску

Нижняя часть обсадной колонны заблаговременно на мостках оснащается колонным башмаком и обратным клапаном. Измеряется общая длина обсадных труб, после чего рассчитывается их количество для спуска в скважину. С муфт и ниппелей снимаются предохранительные колпаки и проверяются резьбы, трубы проверяются на наличие видимых дефектов.

Для повышения герметичности резьбовых соединений труб эксплуатационной колонны рекомендуется применять уплотнительную смазку Р - 402 Ту 38-101708-78. Применяется при температурах до +200С.

Свинчивание обсадных труб эксплуатационной колонны производится на столе ротора при помощи АКБ с плашками под диаметр 168 мм. Первые десять труб первой секции после свинчивания, дополнительно на замковых соединениях закрепляются сваркой.

Перед спуском колонны ствол скважины проработать в местах сужений и посадок со скоростью, не более 40м/ч компоновкой, которой осуществлялось углубление скважины; буровой раствор обработать и довести его плотность, вязкость, водоотдачу и СНС до минимальных значений, указанных в ГТН. Промыть скважину в течении двух циклов с производительностью, которая была при бурении. Скорость спуска эксплуатационной колонны не должна превышать 1 м/с.

Обсадные колонны данной скважины спускают в один прием с помощью механических клиньев и одного элеватора. Колонна оборудована обратным клапаном, в неё во избежание смятия обсадных труб периодически необходимо доливать промывочную жидкость. Долив производится каждых 150-200 м труб. Кроме того, необходимо делать промежуточные промывки, чтобы удалить шлам и уменьшить опасность газирования. Промежуточные промывки производятся, начиная от кровли, Сортымской свиты через каждые последующие 500 м спущенных труб, а также при возникновении осложнений. Продолжительность промежуточных промывок не менее одного цикла, а на забое не менее 1,5-2 цикла циркуляции. Во время промывки и долива колонну необходимо расхаживать во избежание прихвата.

Обсадные трубы, до спуска в скважину, опрессовываются водой, достигая 0,6-0,8 предела текучести материала труб. Визуально осматривают все трубы, предназначенные для спуска в скважину, и отбраковываются те из них, в которых обнаружены явные дефекты (трещины, вмятины, кривизна, повреждение резьбы и т. д.).

Признанные годными трубы завозят на буровую за несколько дней до спуска в скважину. Общая длина доставленных труб должна на 5% превышать длину обсадной колонны; резерв составляют из наиболее прочных труб. Вместе с трубами на буровую доставляют элементы технической оснатки обсадной колонны: центрирующие фонари, скребки, башмак, направляющую пробку, обратный клапан, стоп-кольцо и т.п. Предварительно эти элементы должны быть проверены, а некоторые из них опрессованы.

На буровой трубы укладываются на стеллажах пол группам прочности и толщине стенок, в последовательности предусмотренном режимом спуска колонны. Перед подачей на буровую все трубы шаблонируются. Для труб диаметром до 219 мм включительно, используют шаблоны длиной 150 мм и диаметром на 3 мм меньше внутреннего диаметра обсадной колонны. Для обсадных труб диаметром 245 мм и более применяют шаблоны длиной 300 мм и диаметром на 4 мм меньше внутреннего диаметра обсадной колонны.

При спуске колонны, как правило, нагрузка нам буровое оборудование возрастает. Поэтому перед спуском обсадных колонн необходимо тщательно проверить исправность всего бурового оборудования, надежность его крепления; проверить соосность вышки и стола ротора. Проверяют исправность буровой лебедки и ее тормозной системы, надежность крепления буровой лебедки, а также состояние ее электрической и пневматической систем; состояние талевой системы и надежность противозатаскивателя талевого блока под кронблок; надежность машинных ключей, а также ключей АКБ, ПКР и их пневматических систем.

На рабочем месте размещают заранее подготовленные петли, канаты, необходимый ручной инструмент и резьбовую смазку, устанавливают прожекторы или дополнительные переносные взрывобезопасные лампы для улучшения освещения приемных мостков.

На буровой необходимо также иметь переводник для присоединения ведущей трубы к обсадной колонне для промежуточных промывок скважины или специальную промывочную головку.

Превентора и остальное противовыбросовое оборудование должно быть исправно.

6. Расчет технико-технологических параметров процесса цементирования

В зависимости от геологических условий разбуриваемой площади, высоты подъема тампонажного раствора, опасности возникновения газопроявлений выбран следующий способ цементирования.

Цементируется эксплуатационная колонна в одну ступень до устья тампонажным раствором разной плотности. В интервале 2688 - 2970 м цементным раствором плотностью 1800 кг/м³ затворенного на основе портландцемента ПЦТ I - 100, в интервале 750 - 2688 м плотностью 1530 кг/м³ на основе портландцемента ПЦТ III - 50.

6.1 Обоснование потребного объема материалов для приготовления тампонажного раствора

Объем тампонажного раствора определяется объемом кольцевого пространства в интервале цементирования.

Объем «бездобавочного» тампонажного раствора:

, (26)

Объем «облегченного» тампонажного раствора:

, (27)

где к- коэффициент кавернозности (к=1,1);

D_д - диаметр долота, м;

d_н - наружный диаметр обсадной колонны, м;

d_в - внутренний диаметр обсадной колонны вблизи башмака, м;

Н - интервал цементирования, м;

L_б - высота подъема «бездобавочного» тампонажного раствора в заколонном пространстве, м;

l_с - расстояние от башмака обсадной колонны до «стоп» - кольца, м.

Определяется потребное количество тампонажного материала.

Количество тампонажного материала (портландцемента) - q_б (кг) для приготовления 1 м³ тампонажного раствора:

, (28)

Необходимый объем продавочной жидкости:

(29)

где V_м - объем трубопроводов, связывающих цементировочные агрегаты с цементировочной головкой, м³. Принимается V_м=0,5 м³;

- коэффициент сжимаемости продавочной жидкости, =1,03.

(30)

где d_i - внутренний диаметр i-той секции обсадных труб, м;

l_i - длина i-той секции обсадных труб, м.

Расчет:

Объем «бездобавочного» тампонажного раствора:

;

Объем «облегченного» тампонажного раствора:

;

Необходимый объем продавочной жидкости:

;

Необходимый объем буферной жидкости рассчитывается из условия, недопущения смешивания цементного раствора с буровым раствором.

м³.

Масса тампонажного материала для приготовления раствора определяется по формуле:

(31) где К_Т - коэффициент, учитывающий потери цемента при транспортировке и затворении.

Масса компонентов тампонажной смеси:

(32)

Количество жидкости затворения для приготовления тампонажных растворов:

(33)

где К_В - коэффициент, учитывающий потери воды при затворении.

Рассчитываем потребное количество материала для «бездобавочного» тампонажного раствора:

V_ц = 11,2 м³;

В/Т = 0,5;

с_ц = 1800 кг/м³;

К_т = 1,05;

К_в = 1,1;

кг для приготовления 1 м³ бездобавочного тампонажного раствора;

т;

т.

Рассчитываем потребное количество материалов для «облегченного» тампонажного раствора:

V _об = 42,02 м³;

В/Т = 0,6;

с_об = 1530 кг/м³;

К_т = 1,05;

К_в = 1,1;

кг для приготовления 1м³ «облегченного» тампонажного раствора;

т;

т.

Рассчитываем потребное количество материалов для буферной жидкости:

V_буф.ж = 2,2 м³;

с_буф.ж = 1300 кг/м³;

Барит = 37%;

НТФ = 5%;

Вода остальное;

т;

т;

т.

Результаты сводим в таблицу 6.1.

Таблица 6.1

Название материала	Единица измерения	Потребное количество
1	2	3
Бездобавочный тампонажный раствор: ПЦТ 1-100 Техническая вода	м3 т т	11,2 9,95 4,3
Облегчённый тампонажный раствор: ПЦТ 111-50 Техническая вода	м3 т т	42,3 43,4 28,2
Буферная жидкость: Барит НТФ Техническая вода	м3 т т т	2,2 0,8 0,11 1,28
Продавочная жидкость	м3	54,3

6.2 Обоснование числа смесительных машин и цементировочных агрегатов при закачке и продавливании тампонажных растворов

Для приготовления тампонажного раствора определяется тип и число смесительных машин:

, (34)

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

V_БУН - емкость бункера смесительной машины, м³.

Процесс закачивания тампонажного раствора должен осуществлять с максимальной производительностью. При этом производительность цементировочных агрегатов должна примерно соответствовать производительности машин.

Число цементировочных агрегатов в этом случае определяется соотношением:

, (35)

а их общая производительность:

Q_ца= q_см?n_см, (36)

где q_см= 0,025 м³/с - производительность одной смесительной машины;

Q_ца- суммарная производительность цементировочных агрегатов, м³/с;

q_ца - максимальная производительность цементировочного агрегата, м³/с.

При закачивании продавочной жидкости число цементировочных агрегатов увеличиваем на один агрегат, что связано с необходимостью «стравливания» разделительной пробки.

Принимаем цементировочные агрегаты ЦА-320 М и смесительные машины СМН-20.

;

Принимаем шт.

Q_ЦА= 0,025?4 = 0,1м³/с;

;

Принимаем шт.

В процессе закачивания тампонажного или продавочной жидкости возможны следующие осложнения:

- поглощение тампонажного раствора из-за превышения гидростатического давления составного столба жидкостей в заколонном пространстве над пластовым давлением;

- разрыв сплошности потока закачиваемых жидкостей из-за повышенной плотности тампонажного раствора по сравнению с плотностью промывочной жидкости.

Для предупреждения этих осложнений и обоснования режима закачивания и продавливания тампонажного раствора строят зависимости:

Р_цг= f (Q_i,V_iж); (37)

Р_кпз= f (Q_i,V_iж); (38)

где Р_цг и Р_кпз - давления на цементировочной головке и в кольцевом пространстве в интервале продуктивного пласта (на забой скважины),МПа;

Q_i - производительность цементировочных агрегатов, м³/с;

V_iж- объем закачиваемой жидкости, м³;

(39)

Р_цг = Р_кпс - Р_т + ДР_кп + ДР_т , (40)

где Р_кпс , Р_т - соответственно гидростатическое давление составных столбов жидкостей в кольцевом пространстве и в трубах, МПа ;

ДР_кп, ДР_т - соответственно гидродинамические давления, обусловленные движением жидкостей в кольцевом пространстве и в трубах, МПа.

Построение зависимостей производим, задаваясь несколькими значениями объема закачиваемых тампонажного раствора и продавочной жидкости.

, (41)

, (42)

, (43)

, (44)

, (45)

, (46)

, (47)

, (48)

таким образом, на каждый момент определяется распределение жидкостей в кольцевом пространстве и в обсадной колонне:

, (49)

. (50)

При принятой производительности цементировочных агрегатов определяются значения Р_цг и Р_кпс, то есть для различных режимов работы определяется давления на цементировочной головке и забое в кольцевом пространстве.

Изменяя режим работы цементировочных агрегатов, производим аналогичные вычисления и результаты вычислений претставляем в виде графика.

По формулам определяются значения объемов жидкостей, закачиваемых в эксплуатационную колонну:

м³;

м³;

м³;

м³;

м³;

м³;

м³;

м³.

Распределение жидкостей в кольцевом пространстве и в обсадной колонне приводятся в таблице

По формулам рассчитываются значения Р_цг и Р_кпз для каждого объема закачиваемых жидкостей при различных режимах работы цементировочных агрегатов для эксплуатационной колонны.

При объеме 0 м³( перед закачкой тампонажного раствора) скважина заполнена только промывочной жидкостью, гидродинамические составляющие давлений Р_цг и Р_кпз отсутствуют, в скважине действуют только гидростатические составляющие давлений.

Анализируя графики определяем, что на 4-й скорости можно закачать 90,8 м³ жидкости, на 3-й скорости закачиваем 11,2 м³, последние 1,5 м³ на 1-й скорости одним агрегатом.

Таблица 6.2 Распределение жидкостей в колонне и в кольцевом пространстве.

Объем прокачиваемых жидкостей, м3	Распределение прокачиваемых жидкостей, м
	В обсадной колонне	В кольцевом пространстве
	Буровой раствор	Буф. жидкость	Облег.	Бездобавоч-ный	Продав. жидкость	Буровой раствор	Буф. жидкость	Облег.	Бездобавочный	Прод. жидк
V1 = 0	2970	-	-	-	-	2970	-	-	-	-
V2 = 2,2	2875,5	124,5	-	-	-	2970	-	-	-	-
V3 = 44,5	436,5	124,5	2439	-	-	2970	-	-	-	-
V4 = 55,7	-	114	2439	447	-	2991	9	-	-	-
V5 = 83,5	-	-	1020	447	2380	1772	150	1128	-	-
V6 = 92,4	-	-	505	447	2840	1363	150	1537	-	-
V7 = 109,9	-	-	-	84	2920	662	150	1950	288	-
V8 = 111,4	-	-	-	10	2970	600	150	1950	500	-

Н = 2970м; V_ц = 11,2 м³; V_об = 42,02 м³; V_буф = 3,3 м³; V_п.ж. = 53,8 м³.

Таблица 6.3 Режим работы цементировочных агрегатов ЦА-320М

Объемы прокачиваемых жидкостей, м3	IV скорость, QIV = 0,0145 м3/с	III скорость, QIII = 0,0081 м3/с	II скорость, QII = 0,0043 м3/с	I скорость, QI = 0,0023 м3/с
	Ркп , МПа	Рцг , МПа	Ркп , МПа	Рцг , МПа	Ркп , МПа	Рцг , МПа	Ркп , МПа	Рцг , МПа
V1 = 0	42,2	0	42,2	0	42,2	0	42,2	0
V2 = 2,2	42,4247	0,1414	42,4076	0,113	42,4021	0,1036	42,40	0,101
V3 = 44,5	42,84	0,742	42,55	1,44	42,442	1,21	42,412	1,65
V4 = 55,7	42,53	1,211	42,507	1,56	42,4876	1,78	42,4822	1,94
V5 = 83,5	43,06	2,73	42,796	2,462	42,727	2,346	42,708	2,3133
V6 = 92,4	43,205	4,752	43,132	4,663	43,109	4,615	43,103	4,6047
V7 = 109,9	44,875	10,7814	44,758	10,5899	44,716	10,5248	44,705	10,5075
V8 = 111,4	45,114	11,2345	45,1052	11,208	45,1015	11,2023	45,1	11,2

Зависимость давления в кольцевом пространстве от производительности цементировочных агрегатов и объема прокачиваемых жидкостей.

Зависимость давления на цементировочной головке от производительности цементировочных агрегатов и объема закачиваемых жидкостей.

6.3 Определение времени цементирования

При принятых режимах работы цементировочной техники определяем планируемое время цементирования.

, (51)

где 600 900 c - время на возможную остановку цементировочных агрегатов в процессе цементирования.

Следовательно, время цементирования будет равно:

Т_цем = 9390 c = 2 часа 58 минут.

7. Обоснование технологической оснастки обсадной колонны

Элементы оснастки обсадной колонны представляют собой комплекс устройств, применяемых для успешного спуска обсадных колонн и качественного цементирования скважины, надежного разобщения пластов с нормальной последующей эксплуатацией скважины.

Низ эксплуатационной колонны оборудуется колонным башмаком типа БКМ-168 с целью улучшения проходимости колонны в открытом стволе скважины выше устанавливается обратный клапан типа ЦКОДМ-168 с шаром. Цель установки обратного клапана - предупреждение перелива промывочной жидкости из колонны при ее спуске, перекрытие внутритрубного пространства на случай газопроявлений.

Эксплуатационную колонну рекомендуется комплектовать жесткими центраторами в интервале ММП. В остальной части комплектуется пружинными центраторами типа ЦЦ-2-168/216 и эластичными турбулизаторами типа ЦТ-168/216.

Технологическая оснастка кондуктора включает башмак БКМ-245, через трубу - обратный клапан типа ЦКОДМ-245. В интервале ММП, устья устанавливаются жесткие центраторы, в остальной части - пружинные центраторы типа ЦЦ-4-245/295.

8. Технологическая схема обвязки цементировочной техники

При цементировании обсадных колонн кроме АЦ - 320М и СМН - 20, дополнительно используются следующие технологические средства:

1. в случае использования трех и более цементировочных агрегатов обвязку линий осуществляют с помощью блока-манифольда БМ- 700;

2. при цементировании эксплуатационных колонн используется усреднительная емкость УСО;

3. в зимнее время при цементировании используются передвижные паровые установки ППУ-3М;

4. процесс цементирования эксплуатационной колонны контролируется станцией СКУПЦ-К;

5. при опасности поглощения тампонажный раствор аэрируется с помощью компрессора высокого давления, либо бурового компрессора.

Перед началом работ обвязка цементировочных агрегатов с колонной опрессовывается на давление в 1,5 раза превышающее максимальное ожидаемое в процессе цементирования.

В целом подготовительные работы должны быть проведены таким образом, чтобы исключить простои в процессе цементирования.

Схема обвязки цементировочной техники представлена на рисунке 9.



Рис. 9 Типовая схема обвязки тампонажной техники

1 - цементировочная головка;

2 - блок манифольдов (БМ- 700);

3 - цементировочный агрегат (ЦА-320) участвующий в пуске пробки;

4 - станция контроля (СКУПЦ-К);

5 - осреднительная емкость;

6 - цементировочные агрегаты (ЦА-320) участвующие в нагнетании тампонажного раствора и продавочной жидкости в скважину;

7 - цементировочные агрегаты (ЦА-320) участвующие в нагнетании продавочной жидкости в скважину;

8 - цементировочный агрегат (ЦА-320) подающий жидкость затворения и продавочную жидкость;

9 - цементировочный агрегат (ЦА-320) участвующий в затворении тампонажного раствора;

10 - цементосмесительная машина (2СМН-20);

11 -гидроворонка;

12 - линия подачи жидкости затворения и продавочной жидкости;

13 - нагнетательная линия;

14 - емкости для приготовления жидкости затворения (продавочной жидкости)

9. Обоснование способа контроля качества цементирования

После срока истечения ОЗЦ, перед опрессовкой эксплуатационной колонны, скважина промывается с заменой бурового раствора на воду. Затем проводится заключительный комплекс ГИС.

Централизованный контроль и управление процессом цементирования обсадных колонн осуществляется с помощью станции контроля цементирования типа СКУПЦ-К.

Параллельно с работой станции проводятся следующие виды контроля:

на каждом этапе приготовление тампонажного раствора непрерывно измеряется его плотность с помощью ареометра, отбираются пробы с бачков для затворения и блока манифольда с последующим хранением в течении времени ОЗЦ;

учитываются текущие и суммарные объемы закаченных в скважину жидкостей по тарированным емкостям цементировочных агрегатов;

визуально контролируется характер циркуляции и корректируется режим работы агрегатов в случае возникновения поглощения в скважине;

для оценки характера распределения цементного камня за колонной, изменение его плотности, эксцентриситета колонны используются радиоактивные цементомеры типа СГГТ. Для определения состояния контакта цементного камня с породой и колонной применяются акустические цементоимеры типа АКЦ-1,АКЦ-2;

герметичность обсадной колонны, резьб, оснастки зацементированного интервала проверяется путем опрессовки. Колонна считается герметичной, если после замены продавочной жидкости водой не наблюдается перелива жидкости на устье, если в период выдерживания колонны под опрессовочным давление в течении 30 минут давление не снижается более чем на 0,5 МПа.

Таблица 9.1 Испытание обсадных колонн на герметичность.

Название колонны	Плотность жидкости для опрессовки колонны, кг/м3	Давление на устье скважины при опрессовке, МПа
		колонны	цементного кольца
1	2	3	4
направление	не проводится
кондуктор	1200	12,65	1,8
эксплуатационная колонна	1410	14,2	2,0

10. Обоснование способа вторичного вскрытия продуктивных горизонтов

Для выбора метода вскрытия продуктивной залежи необходимо оценить ее мощность и число продуктивных пластов; выяснить характер насыщения и ориентировочно выбрать метод вхождения, оценить характер изменения свойств по мощности продуктивной залежи, оценить устойчивость пород.

После этого учитывают соотношение коэффициентов аномальности пластовых давлений продуктивной залежи и вышележащих горизонтов, оценивается степень загрязненности пласта.

Вторичное вскрытие производится на репрессии на продуктивных пласт. Перфорационная жидкость - водный раствор хлористого кальция (NaCl, с = 1300кг/м³, h = 200 м).

Гидростатическое давление в скважине должно на 10% превышать пластовое давление.

Перфорация производится перфоратором ПКС-80 с плоскостью20 отверстий на 1 метр. Устье скважины перед перфорацией должно быть оборудовано превенторной установкой. В проекте принимается оборудование устья малогабаритной превенторной установкой типа ОП5-180/80х70. После установки на устье, превентор опрессовывается водой на давление опрессовки эксплуатационной колонны.

11. Выбор способа освоения скважины

Вызов притока пластового флюида осуществляется понижением уровня жидкости в колонне с помощи компрессора.

При освоении скважины компрессором, в скважину спускают НКТ до интервала перфорации, устанавливают фонтанную арматуру, промывают скважину на технической воде.

Компрессором снижают уровень воды в скважине до прорыва воздуха через нижнюю пусковую муфту, имеющую отверстие, затем давление в затрубном пространстве стравливают и ожидают притока в течении трех-шести часов.

Скважина отрабатывается путем проведения обратной промывки с целью очистки призабойной зоны от фильтрата бурового раствора и перфорационной жидкости, а газ от механических примесей. Затем проводится повторной снижение уровня и обратная промывка.

Данная технология предусматривает обязательное трехкратное снижение уровня и двухкратную очистку. Время отработки не более 72 часов.

Затем проводя ГИС с записью кривой восстановления давления, отбирают пробу жидкости в скважине. На основании ГИС выбирают тип насоса, который затем спускается в скважину на НКТ.

12. Вопросы охраны труда, окружающей среды и техники безопасности труда

Конструкция скважины. Проектная конструкция скважины несет в себе следующие функции охраны недр:

обеспечивает охрану недр надежным разобщением флюидосожержащих горизонтов друг от друга, предупреждая перетоки газа и минерализованных вод между пластами;

предупреждает возможность гидроразрыва пород у башмака колонн при ликвидации газопроявлений и закрытии ПВО на устье, что достигается использованием рационального количества обсадных колонн и расчетами глубин их спуска по действующим методикам.

Для всех колонн высота подъема тампонажного раствора определена в соответствии с [6] и технологическими регламентами.

Тампонажные растворы. Основой природоохранной функцией тампонажных растворов, обеспечивающей охрану недр, является изоляция с их помощью флюидосодержащих пластов друг от друга и от земной поверхности. Настоящим проектом предусмотрены следующие технико-технологические решения, обеспечивающие природоохранные функции цементных растворов и ограничивающие их отрицательное воздействие на недра:

- интервалы подъема цементных растворов за обсадными колоннами выбраны в проекте в соответствии с требованиями [6], технологических регламентов на крепление скважин и геологической характеристикой разреза Уренгойского месторождения. Применение токсичных материалов в процессе цементирования является недопустимым;

- для повышения степени вытеснения бурового раствора цементным, проектом предусматривается предварительная прокачка нетоксичной буферной жидкости, смывающей рыхлую часть глинистой корки;

- применяемые для цементирования колонн тампонажные материалы должны быть не токсичны.

Проектом предусмотрены следующие технико-технологические решения, ограничивающие отрицательное воздействие цементных растворов и их компонентов на почвы и наземные водные объекты:

- перевозка сухих цементов и их смесей до буровой площадки предусматривается спецтранспортом и в специальной таре, исключающей возможность их попадания в окружающую среду.

Горюче-смазочные материалы. ГСМ, нефть и продукты испытания скважины (газоконденсат) является потенциально сильными загрязнителями окружающей природной средою проектом предусмотрено следующие решения, исключающие попадание их в окружающую среду:

- доставка ГСМ на буровую должна осуществляться спецтранспортом или в герметичных емкостях с последующей закачкой на склад ГСМ. В специальном журнале должен вестись учет прихода и расхода всех видов ГСМ, в том числе отработанных масел;

- хранение ГСМ на буровой должно осуществляться в специально оборудованных и герметично обвязанных в блок трех емкостей. После монтажа вокруг блока трех емкостей ГСМ производится обваловка грунтов высотой не менее 1 метра;

- в процессе испытания обеспечить герметичность всех коммуникаций;

- освоение скважины производится в специальные емкости.

В случае разлива нефтепродуктов для котельной и ГСМ, загрязненный грунт должен быть предварительно обработан бак. препаратом путидойл и утилизирован. Могут быть использованы препараты - заменители путидойла, для которых разработаны ПДК.

Мероприятия по предупреждению нефтегазоводопроявлений.

Неправильное выполнение отдельных технологических операций приводит к нарушению равновесия в системе скважина - пласт. Возникновение нефтегазоводопроявлений связано с превышением пластового давления над забойным. Чтобы вовремя зафиксировать снижение забойного давления, обуславливающее поступление флюида в ствол скважины, и оперативно разработать план по ликвидации НГВП, осуществляют контроль параметров, указывающих на признаки будущего проявления.

Контролируются признаки раннего обнаружения НГВП (прямые и косвенные) на следующих этапах:

- в процессе вскрытия продуктивных пластов;

- при проведении СПО;

- при полностью поднятом из скважины бурильном инструменте;

- при длительных остановках.

Для предупреждения нефтегазоводопроявлений выполняются следующие мероприятия:

- работа на скважинах с возможными НГВП допускаются бурильщики и специалисты, пошедшие подготовку по курсу « Контроль скважины. Управление скважиной при нефтегазоводопроявлениях» в специализированных учебных центрах, имеющих соответствующую лицензию.

Аттестация рабочих, руководящих работников и других специалистов, участвующих в процессе строительства скважин, производится с требования пунктов 1.3.9, 1.3.10, 1.3.11 и правил [6].

- мероприятия, связанные с обвязкой устья скважин после цементирования обсадной колонны и проверкой герметичности оборудования устья обсадной колонны и цементного кольца.