ооарбаб. Строительство наклоннонаправленной эксплуатационной скважины 12 на площади СевероПрибрежная
 Скачать 4.62 Mb.
|
|
2.4.4 Технологическая оснастка эксплуатационной колонны Под понятием “технологическая оснастка обсадных колонн” подразумевается определенный набор устройств, которыми оснащают обсадную колонну, чтобы создать условия для повышения качества процессов её спуска и цементирования в соответствии с принятым способом крепления скважины[20]. Состав оснастки эксплуатационной колонны: . Цементировочная головка. Цементировочная головка относятся к оснастке обсадных колонн и предназначена для создания герметичного соединения обсадной колонны с нагнетательными линиями цементировочных агрегатов. Выбираем цементировочную головку производства ВНИИБТ для цементирования обсадных колонн с расхаживанием, головка имеет обводные линии и линию для подачи жидкости, выталкивающей разделительную пробку. . Обратный клапан. Обратный клапан дроссельный типа ЦКОД, предназначен для непрерывного самозаполнения буровым раствором обсадной колонны при спуске её в скважину, для предотвращения обратного движения тампонажного раствора из заколонного пространства и для упора разделительной цементировочной пробки. Выбираем ЦКОД-140-1-ОТТМ с максимальным рабочим давлением 15 МПа и максимально допустимой температурой 180 °С. Проектируем его установку в обсадной колонне на глубине 3137 м и 3127 м. . Башмак колонный. Башмак колонный предназначен для оборудования низа обсадной колонны с целью направления её по стволу скважины и защиты от повреждений при спуске и в процессе крепления нефтяных и газовых скважин с температурой на забое до 250° С. Выбираем башмак типа БП-140. . Центраторы. Центраторы облегчают процесс спуска обсадной колонны вследствие снижения сил трения между трубами и стенками скважины, увеличивают степень вытеснения бурового раствора тампонажным при цементировании обсадной колонны в результате образования локальных завихрений восходящего потока жидкостей на участках размещения центраторов. Выбираем центраторы ЦЦ-140/191-1, устанавливаемые в центральной части трубы, т.е. в том месте, где происходит ее наибольший изгиб. Для оснастки эксплуатационной колонны принимаем установку центраторов на глубинах: 2285 м, 2275 м, 2265 м, 2255 м, 2235 м, 2205 м, 2175 м, 2145 м, 1928 м, 1918 м Общее количество центраторов ЦЦ-140/191-1 - 25 шт. 2.4.5 Выбор режима спуска эксплуатационной колонны .4.5.1 Подготовка ствола скважины к спуску колонны Запрещается проводить подготовку ствола скважины к спуску обсадной колонны и геофизические исследования при наличии газоводонефтепроявлений 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. Известно, что для успешного спуска обсадной колонны необходимо, чтобы жесткость КНБК соответствовала или превышала жесткость спускаемой обсадной колонны. 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[21]. 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. При промывке скважины должно быть исключено оставление бурильного инструмента без движения. При достижении забоя промыть скважину в течение 1,5-2-х циклов до стабилизации параметров раствора до требуемых ГТН, не допуская возникновения гидродинамических нагрузок на пласты в открытом стволе выше допустимой величины. После этого приступить к подъёму инструмента под спуск обсадной колонны, не допуская затяжек более 2-3 т, ликвидируя их шаблонированием ствола скважины[21]. Подъем инструмента осуществлять с постоянным доливом и контролем объема, не допуская снижения уровня раствора в скважине ниже допустимого. В процессе подготовки скважины к спуску колонны предусмотрены следующие электрометрические работы[16]: стандартный каротаж А2М0,5N с ПС, масштаб 1:500 в интервалах: 0-700м, 700-2700м, 2650-3250м, 3200-3300м; БКЗ (7 зондов), ПС, микрозондирование, боковой каротаж, микробоковой каротаж, микрокавернометрия, индукционный каротаж, резистевиметрия, акустический каротаж, масштаб 1:200 в интервалах: 2300-2700м, 2650-3250м, 3200-3300м; профилеметрия, масштаб 1:500 в интервалах стандартного каротажа, масштаб 1:200 в интервалах БКЗ; ГК, НГК, масштаб 1:500 в интервале 0-2300м, масштаб 1:200 в интервале 2300-3300м; гамма-гамма-каротаж (плотностной), масштаб 1:200 в интервале 2300-3300м; инклинометрия ч/з 25м 0-3300м. Электрометрические работы производятся через бурильный инструмент, низ которого оборудован воронкой. В процессе электрометрических работ производится 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 промывается. 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 скважины. При промывке скважины довести параметры промывочной жидкости в соответствии с ГТН. 2.4.5.2 Подготовка обсадных труб 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). Соответствие внутреннего диаметра трубы номинальному проводится пропуском через трубу жесткого цилиндрического шаблона. Диаметр шаблона для труб 114-219 мм должен быть меньше номинального на 3 мм. На трубах, отбракованных при шаблонировании, устойчивой светлой краской делается надпись "брак", трубы складируются в стороне от буровой на отдельный стеллаж. Необходимо проверять у всех труб группу прочности, толщину стенки, диаметр муфт, тип и состояние резьбы, давление опрессовки на поверхности в соответствии с ведомостью. 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. Транспортирование труб без предохранительных колец и ниппелей, а также перетаскивание их волоком и сбрасывание запрещается. При укладке труб на стеллажи необходимо снять предохранительные кольца и 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. Данные о количестве и характеристике труб в каждом ряду необходимо записать в ведомость по форме[21]: номер трубы по порядку спуска; условный диаметр трубы; толщина стенки; группа прочности стали; длина трубы; нарастающая длина колонны; дата выпуска трубы; завод-изготовитель; тип резьбы; давление опрессовки на поверхности; маркировка трубной базы. Для замены дефектных труб на буровую должны доставляться резервные трубы (общей длиной 150 м.) максимальной (по расчету) группы прочности (Д) одного или нескольких типоразмеров в количестве 30-50 м на каждые 1000 м длины. Внешним осмотром необходимо определять качество заводского соединения муфты. Характерным признаком некачественного свинчивания является большое расстояние между торцом муфты и последней риской резьбы (более 1 нитки). Необходимо проверять соответствие присоединительных резьб труб, на которые будут навинчиваться башмак, ЦКОД и др. элементы оснастки. При несоответствии типов резьб запрещается перенарезка резьб на башмаке, ЦКОДе и др. элементах оснастки. Для этих целей должны быть использованы проверенные и опрессованные переводные трубы[21]. Все изготовленные трубной базой переводные трубы, патрубки и переводники должны завозиться на буровую вместе с актами об их опрессовке. 2.4.5.3 Технологический режим спуска колонны Спуск ОК необходимо начинать на пневматических клиньях ротора(ПКР) до глубины, которая берётся из инструкции на ПКР. Затем при спуске используют элеватор. В табл. 2.15 представлены допустимые нагрузки для обсадных труб диаметром 168,3 мм. в зависимости от группы прочности и толщины стенки. Таблица 2.15 - Допустимые нагрузки для секций ОК
Анализируя таблицу 2.15 можно прийти к выводу, что спуск ОК можно полностью провести на ПКР. Герметизирующий состав, нанесенный заводом-изготовителем или фирмой-поставщиком и защищенный исправным предохранителем, не допускается снимать с резьб и заменять другим. Уплотнительный состав для всех резьбовых соединений обсадных труб, а также элементов технологической оснастки обсадной колонны, входящих в ее компоновку, должен быть одинаковым для всех соединений. Для свинчивания и закрепления резьбовых соединений необходимо использовать специальные автоматические ключи, как правило, с гидравлическим приводом, оборудованные моментомером с показывающим и записывающим устройствами. Степень закрепления резьбовых соединений необходимо контролировать по заходу ниппеля в муфту трубы и величине крутящего момента в соответствии с ТУ и инструкциями по эксплуатации каждого типоразмера труб и резьб, рекомендациями фирм-поставщиков и с учетом влияния типа герметизирующего состава. Условие нормального закрепления резьб для труб диаметром 140 мм VAGT: торец муфты должен совпадать с концом сбега резьбы ниппеля или расстояние между торцом муфты и концом сбега должно быть не менее 5 мм[21]. "Усиление" резьбовых соединений при ненормальном свинчивании труб любой марки стали и любым способом запрещается. При ненормальном свинчивании трубу следует отсоединить и забраковать. Для дальнейшего спуска резьбу муфты трубы, из которой вывернута забракованная труба, необходимо проверить внешним осмотром и гладким калибром. В случае необходимости отвинчивания второй трубы и неудовлетворительного состояния муфты предшествующей трубы решение о целесообразности дальнейшего спуска колонны принимается в зависимости от массы спущенной колонны, коэффициента запаса прочности на страгивание (растяжение) резьбовых соединений и назначения обсадной колонны. Перед подачей на мостки буровой предохранительные кольца на ниппелях труб должны быть ослаблены для легкого отвинчивания "от руки", а предохранительные ниппели из муфт полностью вывернуты. На муфту затаскиваемой к ротору трубы должен одеваться легкий безрезьбовый колпак. После снятия защитного колпака у ротора в каждую трубу необходимо ввести шаблон плавающего типа с захватом для ловителя. Диаметр шаблона должен быть меньше номинального на 3 мм. До подачи на мостки буровой к ротору длина каждой трубы и встраиваемых в колонну элементов технологической оснастки должны быть подвергнуты контрольному измерению рулеткой и записана мелом. Башмак обсадной колонны должен навинчиваться «на весу» после затаскивания обсадной трубы и докрепляться на роторе. Движение колонны на длине каждой трубы должно осуществляться по тахограмме типа "трапеция" с плавным ростом скорости до максимальной и плавной посадкой на ротор. Скорость спуска колонны: в обсаженном стволе не более 1 м/с; до кровли продуктивного пласта не более 0,5 м/с; до забоя скважины не более 0,2 м/с. При большой массе колонны дополнительно к гидравлическому или другого типа тормозу необходимо использовать обратный ход коробки перемены передач дизельного привода лебедки. При спуске колонны не допускать посадки по отношению к разгрузке ее за счет трения при движении по стволу скважины более 3-5 тс. При возникновении посадок необходимо: восстановить циркуляцию; произвести расхаживание колонны с промывкой. В случае непроходимости колонны после остановки циркуляции необходимо её восстановить. Необходимо вести постоянный контроль над заполнением колонны и вытеснением бурового раствора из скважины. Контроль над установившимся режимом заполнения колонны осуществляется по расчетным величинам нарастания веса на крюке и объему вытесняемого раствора, измеряемому в изолированной тарированной приемной емкости буровых насосов. При уменьшении темпа нарастания веса колонны и увеличения объема вытесняемого раствора сверх расчетного необходимо восстановить циркуляцию в скважине, предварительно заполнив колонну буровым раствором с замером объема. Если причиной осложнения является закупорка обратного клапана или башмака колонны, промыть скважину. При обнаружении увеличения объема вытесняемого раствора сверх расчетного (с учетом разницы вытесненного из скважины и долитого в колонну) не допускать его величину более 25% расчетного допустимого притока. В противном случае спуск колонны следует приостановить. При обнаружении движения бурового раствора из скважины в процессе навинчивания очередной трубы или любой остановке дальнейший спуск колонны следует приостановить независимо от объема притока. Следует иметь в виду, что после спуска каждой трубы может иметь место запаздывание выхода раствора из скважины или прекращения выхода, не являющееся причиной поглощения раствора или поступления флюида в скважину. Такая закономерность должна устанавливаться при СПО в процессе углубления скважины. О возникновении газонефтеводопроявления (ГНВП) руководитель работ сообщает руководству бурового предприятия и согласует с ним дальнейшие действия. При этом незамедлительно необходимо: подать сигнал "выброс"; установить на верхнюю трубу открытый шаровой кран; закрыть шаровой кран и герметизировать затрубное пространство превентором универсальным гидравлическим(ПУГ); при отсутствии ПУГа и при малом весе обсадной колонны присоединить к верхней трубе специальную «аварийную» бурильную трубу с открытым шаровым краном и закрыть кран и верхний плашечный превентор; присоединить рабочую трубу, закрыть ДЗУ, открыть шаровой кран, вести наблюдение за давлением в затрубном и трубном пространстве и расхаживать колонну. Дальнейшие работы по ликвидации ГНВП должны проводиться в соответствии с действующими инструкциями по согласованию с руководством бурового предприятия и, при необходимости, с противофонтанной службой. В случае перелива бурового раствора из колонны необходимо промыть скважину до стабилизации давления; при необходимости закачать в колонну порцию бурового раствора повышенной плотности. В процессе спуска колонны необходимо осуществлять промежуточные промывки. 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. При промывках скважины, технологических или вынужденных остановках и после окончания спуска обсадную колонну необходимо периодически расхаживать. После окончания допуска колонны до проектной глубины необходимо сбросить в колонну обсадных труб запорный шар обратного клапана. Спуск колонны с заранее помещенным шаром или преждевременное сбрасывание его в трубы без крайней необходимости запрещается. Разгрузка обсадной колонны на забой скважины категорически запрещается[21]. |