Евгений Дипломная работа (2). 1 Утверждена приказом по университету от
 Скачать 2.32 Mb.
|
Проектирование процессов заканчивания скважинК параметрам обсадной колонны при заданном диаметре, который уже был выбран при разработке конструкции скважины, относятся группа прочности материала труб, толщина стенок и длина секций с соответствующей группы прочности и толщиной стенки. Рекомендуется использовать по возможности наиболее дешёвые обсадные трубы, поэтому для начала расчёта выбираются трубы группы прочности Д. Принимается также тип обсадных труб и вид исполнения (“А” или “Б”). Перед началом расчёта необходимо определиться с наиболее опасными нагрузками, с которых начнёте расчёт параметров ОК. При анализе используются совмещенные графики избыточных наружных и внутренний давлений. Из этих графиков видно, что наружные избыточные давления достигают максимума на забое скважины. Уровень наружных избыточных давлений, как правило, больше внутренних, к тому же, прочность на внутреннее давления выше прочности на смятие (наружные избыточные давления), поэтому, за начало расчета в большинстве случаев принимают наружное избыточное давление и расчёт параметров ОК начинается снизу ОК. Расчетные данные о параметрах секций обсадной колонны представлены в таблице 2.16. Таблица 2.16 – Данные о параметрах секций обсадной колонны
Для нормального спуска и качественного цементирования обсадная колонна оборудуется специальной технологической оснасткой. К ней относятся: башмачная пробка, обратный клапан, стоп-кольцо, муфты ступенчатого цементирования, заколонные пакеры, стыковочные и разъединительные устройства для спуска и цементирования секций и "хвостовиков", фонари, скребки, турбулизаторы [7]. Цементировочнаяголовка Цементировочные головки предназначены для создания герметичного соединения обсадной колонны с нагнетательными линиями цементировочных агрегатов. Для эксплуатационной колонны диаметром 168,3 мм выбираем цементировочную головку типа ГЦУ 168×400 с рабочим давлением 40 МПа, которое не превышает расчётного давления в конце продавки тампонажной смеси при цементировании, когда давление на цементировочной головке достигает максимального значения. При установке на устье скважины верхнюю разделительную пробку в эту головку закладывают заранее, поэтому отпадает необходимость разборки головки ГЦУ после закачивания тампонажного раствора. Параметры цементировочной головки представлены в таблице 2.17. Таблица 2.17 – Параметры цементировочной головки ГЦУ 168×400
Разделительные пробки предназначены для предотвращения смешивания тампонажного раствора с буферной жидкостью и продавочной жидкостью при цементировании, а так же получения сигнала о посадки пробки на стоп-кольцо, свидетельствующего об окончании процесса продавливания тампонажного раствора в затрубное пространство скважины. Выбираем пробки типа ПЦН-168 и ПВЦ-168 с максимально допустимым перепадом давлением 6 МПа. Пробки продавочные верхние типа ПВЦ предназначены для разделения тампонажного раствора при его продавливании в затрубное пространство скважин от продавочной жидкости. Пробки разделительные нижние типа ПЦН разработаны на базе пробки ПВЦ, предназначены для разделения тампонажного раствора от буферной жидкости. Отличительной особенностью их является наличие сквозного отверстия в сердечнике, в нижней части которого устанавливается мембрана из жести, закреплённая гайкой. Внутри неё установлен подвижной кольцевой нож с упорным кольцом. Такие пробки используют для разделения буферной жидкости или бурового раствора с тампонажным раствором. Нижнюю пробку устанавливают в цементировочной головке ниже верхней пробки. При нагнетании жидкости пробка движется вниз в обсадной колонне до упора на стоп - кольцо или опорную поверхность обратного клапана типа ЦКОД, после чего, вследствие возрастания давления в колонне, её корпус с манжетами и мембраной смещается на кольцевой нож, который подрезает мембрану. Под действием потока жидкости мембрана отгибается, образуя канал, по которому жидкость поступает в затрубное пространство скважины.Обратный клапан предназначен для предотвращения перетока бурового или тампонажного раствора из заколонного пространства в обсадную колонну в процессе крепления скважины. Его монтируют в башмаке обсадной колонны или на 10–20 м выше него.Выбирается клапан ЦКОД-168-1-ОТТМ. Он спускается в скважину с обсадной колонной без запорного шара, который прокачивают в колонну после ее спуска на заданную глубину. Шар, пройдя через разрывные шайбы и диафрагму, занимает рабочее положение. Верхняя часть клапана внутри имеет опорную торцовую поверхность, которая выполняет функцию стоп-кольца для остановки разделительной цементировочной пробки. Таким образом, установки упорных колец не требуется. В таблице 2.18 представлены характеристики выбранного обратного клапана. Таблица 2.18 – Характеристики ЦКОД-168-1-ОТТМ
Башмаки предназначены для оборудования низа обсадных колонн для направления их по стволу скважины, придания жесткости нижнему концу обсадной колонны и защиты от повреждений при их спуске в скважину. Башмаки состоят из толстостенных патрубков, присоединяемых к низу обсадной колонны на резьбе или на сварке. Другой конец башмака снабжен направляющей пробкой, изготовляемой из чугуна, алюминия, бетона, дерева или из других легко разбуриваемых материалов. Направляющие пробки имеют конусообразного или полусферическую форму с гладкой или ребристой поверхностью. Выбирается башмак типа БКМ-168 с трапецеидальной резьбой ОТТМ. Характеристики башмака БКМ-168 представлены в таблице 2.19. Таблица 2.19 – Характеристики башмака БКМ-168
Центраторы предназначены для обеспечения концентричного размещения обсадной колонны в скважине с целью достижения качественного разобщения пластов при цементировании. Кроме того, центраторы способствуют облегчению спуска обсадной колонны за счёт снижения сил трения между обсадной колонной и стенками скважины, увеличению степени вытеснения бурового раствора тампонажем за счёт некоторой турбулизации потоков в зоне их установки. Выбирается центратор ЦЦ-1-168/216.Технологическая оснастка эксплуатационной колонны представлена в таблице 2.20. Таблица 2.20 – Технологическая оснастка эксплуатационной колонны
Крепление некоторого интервала ствола скважины обсадной колонны с последующим её цементированием – весьма важный и ответственный этап в строительстве скважины. От качества проведения этих работ в значительной степени зависит успешное выполнение последующих работ в скважине, её надёжность и долговечность. Комплекс подготовительных мероприятий включает подготовку обсадных труб, бурового оборудования и собственно скважины. В подготовку обсадных труб входит проверка качества их изготовления и обеспечение сохранности при транспортировании к месту проведения работ и погрузоразгрузочных операциях, а также при их перемещении на буровой 3]. Обсадные трубы неоднократно подвергаются проверке и проходят следующие виды контрольных испытаний и обследований: визуальный осмотр, обследование наружного вида обсадных труб, проверку резьб и шаблонирование внутреннего диаметра труб на трубно – инструментальной базе бурового предприятия; проверка труб на дефектоскопической установке на базе бурового предприятия; гидравлические испытания на трубно – инструментальной базе бурового предприятия, либо непосредственно на буровой; визуальное обследование доставленных на буровую труб, промер длины каждой трубы; шаблонирование, проверка состояния резьбы трубы над устьем скважины во время спуска обсадной колонны. Признанные пригодными трубы завозят на буровую. Общая длина доставленных труб должна на 5% превышать длину каждого комплекта обсадной колонны. Следовательно, в проектируемом случае длина колонны определяется по формуле 2.41: L 1, 05LСКВ, где Lскв – длина скважины по стволу, м. L 1, 05* 2690 2825м. Вместе с трубами на буровую доставляют элементы технологической оснастки обсадной колонны, а также специальную смазку Р–402 для обеспечения герметичности резьбовых соединений. Все трубы укладывают на стеллажи в порядке, обратной очерёдности спуска, нумеруют их; при укладке измеряют длину каждой трубы. Буровой мастер в специальный журнал против каждой трубы записывает её длину, а также нарастающую длину колонны. Обсадные трубы, поставленные на буровую, должны иметь комплектовочную ведомость, сертификаты или их копии на завезенные трубы, а также сведения о проверке и подготовке труб (опрессовке, дефектоскопии). Замерять трубы необходимо стальной рулеткой, не имеющей наклонов, укладывать на стеллажи (предохраняя от ударов) маркировкой вверх в последовательности, предусмотренной планом работ, муфтовые концы должны располагаться на одной прямой и быть обращены в сторону буровой [3]. При укладке труб на стеллажи необходимо снять предохранительные кольца, ниппели, очистить, промыть соляркой и протереть насухо, после чего на ниппельный конец вновь навернуть предохранительные кольца (если заводом-изготовителем не предусмотрена смазка резьб, нанесенная непосредственно на заводе). Применение металлических щеток или иных металлических приспособлений для очистки резьбы запрещается, в связи с наличием в муфтах покрытия из мягкого металла для дополнительной герметичности резьбы. Запрещается проводить подготовку ствола скважины к спуску обсадной колонны при наличии нефтепроявлений или поглощений бурового раствора до их ликвидации. После окончания бурения скважины до проектного забоя и проведения электрометрических работ ствол скважины необходимо прошаблонировать КНБК, применявшейся при последнем долблении. Спуск КНБК необходимо осуществлять с той же скоростью, которая была при последних СПО, не допуская посадок более 3–5 тс. В процессе шаблонирования ствола скважины необходимо прорабатывать его в интервалах затяжек, имевших место при подъёме инструмента после последнего долбления в интервалах сужений и желобных выработок по данным каверно-профилемера, а также интервалов посадок КНБК. Проработку следует производить до полной ликвидации посадок при спуске КНБК без промывок, при скорости не более чем 20–25 м/ч. Спуск КНБК до и между интервалами проработок необходимо осуществлять с промежуточными промывками. Первая промывка производится перед выходом в открытый ствол. Восстановление циркуляции производить плавно одним насосом с производительностью не более 8 л/с с постепенным увеличением ее до максимальной, которая была при бурении скважины, не допуская поглощений и потери циркуляции. В процессе последнего долбления параметры промывочной жидкости следует привести в соответствие с требованиями ГТН. Электрометрические работы производить через бурильный инструмент, низ которой оборудован воронкой. В процессе электрометрических работ производить расхаживание бурового инструмента на длину свечи после каждого подъёма каротажного прибора, но не реже, чем через 2 часа. Через каждые 6 часов электрометрических работ ствол скважины необходимо промыть. В случае продолжительности электрометрических работ более 16 часов, наличия в стволе сужения или желобных выработок, а также затяжек при подъёме бурильных труб, ствол скважины необходимо прошаблонировать компоновкой инструмента, применяемой при бурении скважины. Скорость проработки ствола перед спуском должен быть 100–120 м/час, при производительности насосов 30–32 л/с. После проведения геофизических работ, спустить воронку до забоя и промыть скважину. При промывке скважины довести параметры промывочной жидкости в соответствии с ГТН. Задача подготовки оборудования в обеспечении безотказной работы и создание благоприятных условия для работы буровой бригады. Одновременно на буровую должны быть доставлены весь необходимый инструмент и материалы. При проверке бурового оборудования буровая бригада проверяет буровое и силовое оборудование. Особое внимание обращают на надежность крепления и исправность буровой лебедки и ее тормозной системы, проверяют исправность буровых насосов и заменяют изношенные детали, проверяют состояние вышки и ее талевой системы, тщательно проверяют состояние крюка, талевого блока, кронблока, проверяют состояние контрольно измерительных приборов на буровой. Подготавливают рабочее место у устья скважины. Технологический режим спуска обсадных колонн зависит от геологических, технических, технологических условий проводки скважины и её конструкции. Спуск обсадной колонны начинается только после проведения полного комплекса подготовительных операций. Обсадные трубы должны быть заблаговременно уложены на стеллажи в порядке спуска их в скважину, осмотрены и пронумерованы, ослаблен натяг колец. Длина каждой трубы, спущенной в скважину, заносится в общую меру обсадной колонны. При затаскивании обсадных труб на буровую производится шаблонирование внутреннего диаметра труб стандартными шаблонами согласно ГОСТ 632–80. Для свинчивания и закрепления резьбовых соединений необходимо использовать специальные автоматические ключи, как правило, с гидравлическим приводом. Ключи оборудуются моментомером. При возникновении посадок необходимо: восстановить циркуляцию; произвести расхаживание колонны с промывкой. После окончания допуска колонны до проектной глубины следует промыть скважину в течение 1,5-2-х циклов циркуляции. В процессе любых промывок скважины необходимо: контролировать состояние бурового раствора с обработкой в случае необходимости и поддержанием параметров в соответствие ГТН; контролировать характер циркуляции с целью своевременного обнаружения поглощений или флюидопроявлений; контролировать наличие в буровом растворе пластовой воды, нефти или газа, в том числе с помощью газоанализатора; вести тщательную очистку бурового раствора. Разгрузка обсадной колонны на забой скважины категорически запрещается. Обсадную колонну спускают с помощью клинового захвата и одного элеватора. Цементировочная техника должна прибыть на буровую в рабочем состоянии за 2 часа до окончания спуска колонны. Прибывшую тампонажную технику необходимо подготовить к работе и расставить на площадке перед буровой установкой, согласно разработанной схеме. Необходимо: завести на буровую необходимое количество тампонажных материалов; подготовить расчётный объём воды (нагретой в зимнее время до 40–500 оС. После окончания промывки скважины устье скважины оборудуется цементировочной головкой типа ГУЦ 168×400 боковые отводы которой с помощью нагнетательной линии соединяют с напорным блоком манифольда, который в свою очередь нагнетательными линиями связан с цементировочными агрегатами ЦА-320А. Для оперативного контроля и анализа плотности, давления и расхода цементного раствора применяется станция контроля цементирования типа КСКЦ-01. Для обработки тампонажного раствора в процессе его приготовления с целью обеспечения однородности параметров смеси по всему объему используется осреднительная установка. После установки и обвязки оборудования опрессовывают нагнетательные линии на полуторократное ожидаемое в процессе цементирования давление. Проводится инструктаж по безопасности по ведению совмещённых работ с буровой и тампонажными бригадами. В скважину закачивается расчетное количество буферной жидкости, опускается нижняя разделительная пробка типа ПЦН-168. Закачивается тампонажная смесь (сначала облегченный тампонажный раствор, затем тампонажный раствор нормальной плотности). Для предупреждения порыва колонны от гидравлического удара при посадке разделительной пробки на кольцо «стоп» последние 1-1,5 м3 продавочной жидкости следует закачивать с наименьшей производительностью одним цементировочным агрегатом. Опускается верхняя продавочная пробка типа ПВЦ-168 и закачивается продавочная жидкость. При посадке верхней пробки на нижнюю произойдет резкий скачек давления, что свидетельствует об окончании процесса цементирования. Все краны на цементировочной головке закрывают, а скважину оставляют в покое на срок, необходимый для превращения тампонажной смеси в тампонажный камень (ОЗЦ 24 часа). После геофизических исследований качества цементирования скважину опрессовывают жидкостью освоения (продавочной жидкостью). В процессе испытания колонны на герметичность создаваемое внутреннее давление на трубы должно превышать на 10 % возможное давление, возникающее при ликвидации флюидопроявлений и открытых фонтанов, а также при опробовании и эксплуатации скважины. Обсадная колонна считается герметичной, если в течение 30 мин давление опрессовки снизилось не более чем на 0,5 МПа. Наблюдение за изменением давления начинается через 5 мин после создания расчетного опрессовочного давления. Порядок работ и требования по испытанию на герметичность должны соответствовать РД 39-093-99 “Инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичность”. Цементирование скважин наиболее ответственный этап в строительстве скважин. Значение цементировочных работ, обуславливается тем, что они являются заключительным этапом, и неудачи при их выполнении могут свести к минимуму успех предыдущей работы вплоть до полной потери скважины. Исходя из опыта работ на Ярактинском месторождении, для данных геологических условий выбираем одноступенчатый способ цементирования как наиболее оптимальный. Необходимым условием для его применения является исключение гидроразрыва горных пород при перемещении цементного раствора в затрубное пространство. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||