Курсач по нгпо12. Дипломный проект тема Эффективность восстановления скважин методом бурения боковых стволов в нгду Лянторнефть Разработал Закиров А. А
 Скачать 0.5 Mb.
|
|
Боковой ствол может быть представлен тремя вариантами конструкции эксплуатационного забоя: - открытого типа со спуском фильтров для горизонтальных скважин (ФГС); - открытого типа с комплексом регулируемого разобщения интервалов горизонтального забоя (многопакерной системой); закрытого типа со сплошным цементированием «хвостовика», включая интервал горизонтального участка. Конструкция открытого типа предусматривает установку пакера (ПДМ) или пакера-манжеты и манжетное цементирование. При конструкции эксплуатационного забоя закрытого типа осуществляется сплошное цементирования «хвостовика» в одну ступень. Заканчивание БС предусматривает обсаживание пробуренного ствола «хвостовиком» с подвеской его в эксплуатационной колонне основного ствола на специальном клиновом устройстве с пакером. Вверх «хвостовика» должен находится в эксплуатационной колонне основного ствола выше зоны фрезирования. В случае открытого эксплуатационного забоя «хвостовик» включает: - посадочный адаптер; - подвеску «хвостовика», - обсадные трубы; пакер с муфтой манжетного цементирования или пакер- манжету; фильтры (ФГС) или комплекс регулируемого разобщения (многопакерную систему); центраторы; башмак. В случае закрытого эксплуатационного забоя конструкция «хвостовика» следующая: - посадочный адаптер; - подвесное устройство; обсадные трубы; центраторы; стоп-кольцо; обратный клапан; перфорированный патрубок; башмак. После проработки ствола скважины и сборки «хвостовика» вместе с посадочным устройством и разъединителем производится спуск колонны на бурильных трубах. При достижении башмаком «хвостовика» интервала забуривания осуществляется промежуточная промывка. При достижении требуемой глубины (забоя) осуществляются подвеска и разгрузка «хвостовика» в эксплуатационной колонне с помощью клинового устройства. Разгрузкой и натяжкой на вес «хвостовика» проверяется фиксация его клиновой подвеской. Затем производится рассоединение бурильной колонны с «хвостовиком» путем её вращения. При необходимости эту операцию можно выполнять после окончания цементирования. После отсоединения установочного инструмента от «хвостовика» осуществляются закачка и затвердение расчетного количества цементного раствора. Перед тампонажным раствором закачивается буферная жидкость. В качестве буферной жидкости рекомендуется использовать техническую воду с добавкой 0,2% НТФ, а также ПАВ в количестве 0,6%. «Хвостовик» крепится цементным раствором с плотностью не менее 1800 кг/м или материалом, соответствующим ему по всем з параметрам качества. Тампонажный раствор рекомендуется обрабатывать реагентом "Tylose Е-29651" из расчета 0,25 - 0,3 % реагента от массы сухого цемента или другими понизителями водоотдачи. При приготовлении цементного раствора обязательно применять осреднительную емкость. В качестве перспективных тампонажных растворов для крепления рекомендуется составы на базе направляющих добавок. Процесс цементирования осуществляется с использованием компонентов продавочных пробок, обеспечивающих качество и надежность технологического процесса крепления и раскрытия пакерующих элементов в случае эксплуатационного забоя БГС открытого типа (ПДМ, многопакерная система и т.п.), в соответствии с инструкциями применяемых технических средств и технологий. После окончания цементирования посадочный инструмент поднимается до выхода из сальникового узла и скважина промывается выше верха «хвостовика». После промывки скважины, от цементного раствора приводится в действие пакерующий элемент подвески «хвостовика». Ниже рассчитано крепление хвостовика скважины 2182 куст 371 с использованием разъединителя ТГС-101,3 «УДОЛ». Исходные данные: Диаметр эксплуатационной колонны D экс. колонны 168 мм; Толщина стенок 8,94*7,32*10,6 мм; Диаметр хвостовика 101,6 мм; Толщина стенки 6,5 мм; Диаметр СБТ 73 мм; Длина СБТ 2020 м; Толщина стенки 9,19 мм; Текущий забой 2326 м; Длина открытого ствола 256 м; Длина хвостовика 306 м; Диаметр открытого ствола 123,8 м; Длина цементируемой части хвостовика 267 м; ) Спустить в скважину компоновку низа хвостовика, собранную в следующей последовательности: - башмак ТГС-106,1; - обсадная труба 101,6 ОТТО-1шт. - 11 м перфорированный фильтр диаметром 101,б мм, длиной 30-33 м с отверстиями 8 мм, расположенными по спирали(3 шт); перевернутый обратный клапан «УДОЛ»; манжетный переводник МП-102 в интервале 2290-2285 м; перфорированный патрубок диаметром 101,6 мм и длиной 0,5 м; обратный клапан «УДОЛ»; стоп - кольцо. ) Спустить компоновку низа в скважину и посадить на клинья. ) Начать спуск обсадной колоны диаметром 101,6 мм. Долив произвести после установки обратных клапанов через 200 м колонны и всех труб. Все резьбы герметизируются лентой ФУМ. ) Пружинный фонарь установить над манжетой и под разъединителем. ) Собрать в голове хвостовика разъединительное устройство «УДОЛ». При завороте устройства запрещается вращать лево- правый переводник. Залить воронку отработанным маслом. ) Начать спуск хвостовика на СБТ. Скорость спуска не более 0,5 м/с. ) В процессе спуска хвостовика необходимо производить долив через каждые 250 м спущенных СБТ. ) За два часа до начала цементной заливки произвести расстановку и обвязку цементировочной техники. ) Спуск прекратить, не доходя до забоя 5 м, определится с замером труб. Заметить и записать вес инструмента при ходе вверх и вниз. ) Посадить компоновку на текущий забой с промывкой (посадка 30 кН). Определится с мерой инструмента, используя подгоночные патрубки, добиться захода муфты квадрата в ротор при разгрузке хвостовика на забой - не более 1 м. ) Промыть скважину в течении 1 цикла. ) Разгрузив хвостовик на забой на вес хвостовика. ) Начать отворот в левом переводнике. Число оборотов не менее 25 с учетом пружины инструмента. ) Приподнять инструмент не более чем на 3 м, убедится в потере веса хвостовика. ) Посадить СБТ на клинья. ) Отвернуть квадрат. ) Установить в цементировочную головку верхнюю продавочную пробку. ) Навернуть цементировочную головку, предварительно проверив её исправность. ) Смонтировать шарнирную линию общей длиной не менее 6 м. ) Присоединить к головке линию цементирования. ) Опрессовать линию цементирования на 18 МПа. ) Приготовить цементировочный раствор в расчетном количестве с добавлением замедлителя схватывания. ) Закачать буферную жидкость 3 м3 - раствор плотностью 1020 кг/м3 с 0,1% ПАВа. ) Закачать расчетный объём цементного раствора. ) Закрыть кран линии цементирования на цементировочной головке. ) Сразу же открыть центральный кран цементировочной головки и отпустить верхнюю цементировочную пробку вслед за цементом. ) Незамедлительно начать прокачку продавочной жидкости с максимально возможным расходом, догоняя цемент. ) Прокачав 90 % расчетного объёма первой порции продавочной жидкости снизить производительность агрегата и на пониженной скорости прокачать до появления роста давления. ) Повышением давления добиться срезки штифтов нижней цементировочной пробки. ) Прокачать вторую расчетную порцию продавочной жидкости. Последние 200 литров прокачать на пониженной скорости, ловя «СТОП». Запрещается повышать расчетное количество второй порции продавки более чем на 100 л. ) При возрастании давления на 5 МПа выше текущего, остановить продавку. Отсутствие падения давления, укажет на герметичность стоп - кольца и обсадной колонны. ) Сбросить давление, добиваясь закрытия обратных клапанов. Отсутствие перетока из гусака агрегата укажет на герметичность клапонов. ) Повысить давление в трубах до 6 МПа. Поднять инструмент до выхода пакера из воронки. Падение давления укажет на отсоединение от хвостовика. ) Общее время работы с пункта 22 по пункт 33 включительно не должно превышать 75 % от времени схватывания цементного раствора. ) Начать вымыв излишков цементного раствора из скважины с производительностью не менее 8 л/с. ) По окончанию вымыва цемента поднять 5 свечей ОЗЦ. 2.5.3 Бурение боковых стволов Выбор породоразрушающего инструмента и гидравлического забойного двигателя осуществляется с учетом физико-механических свойств горных пород. Тип долота выбирается в зависимости от твердости и абразивности разбуриваемых пород. Горные-породы Западной Сибири, в том числе района нефтяных залежей ОАО «Сургутнефтегаз», представлены чередованием глин, аргиллитов, алевролитов и песчаников. В табл.2.5 приведены сводные результаты испытаний горных пород на твердость методом вдавливания штампа на одноосное сжатие и абразивности в интервале глубин 691-3087 м. Таблица 2.5 - Сводные результаты испытаний горных пород в интервале глубин 691 - 3087 м.
В табл.2.6 представлены категории твердости пород. Таблица 2.6 - Твердость горных пород
В табл.2.7 приведены рекомендуемые области применения породоразрушающего инструмента по категориям твердости и абразивности. Таблица 2.7 - Область применения породоразрушающего инструмента по твердости и абразивности
Разбивка геологического разреза месторождений на характерные интервалы буримости приведена в табл. 2.8. Таблица 2.8 - Интервалы буримости
|