Селективное заканчивание скважин

где kv=1,5 - коэффициент кавернозности Dскв=0,216 - диаметр скважины, м

dн=0,168 - наружный диаметр обсадных труб, м h=20 высота цем.стакана оставляемого в скважине, м dв=0,153 - внутренний диаметр обсадной колонны, м Hц=620 - высота зацементированной зоны, м

м3 3. Количество сухой тампонажной смеси, необходимое для

приготовления заданного объема тампонажного раствора:

где kц=1,05 - коэффициент учитывающий потери цемента при погрузочно-разгрузочных работах

m=0,5 - соотношение вода: смесь

gц=1,85 - плотность тампонажного раствора, т/м3

т

Необходимое количество жидкости затворения:

где kв=1,1 - коэффициент, учитывающий потери воды при выполнении операций цементирования

м3 Объем продавочной жидкости:

где:

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Δ=1,04 коэффициент учитывающий сжатие продавочной жидкости за счет наличия в ней пузырьков воздуха

м3 Объем буферной жидкости:

Объем этой жидкости выбирается из условия, чтобы гидростатическое давление столба в заколонном пространстве несколько превышало пластовое. Из этого условия находят, что высота столба буферной жидкости в заколонном пространстве описывается соотношением:

м

м3

Выбор и расчет необходимого количества цементировочного оборудования

Для успешного выполнения цементирования должны выполняться

цементировочной головке (для цементировочной головки ГУЦ 140-168х400 [Р1] = 40 МПа)

Р2, [Р2] - соответственно расчетное и допустимое давления на насосах цементировочных агрегатов (для 5ЦА-320 [Р2] = 32 МПа)

Р3, [Р3] - соответственно расчетное давление на забое скважины и давление гидроразрыва пород ([Р3] = 35 МПа)

Давление на цементировочной головке в конечный момент цементирования:

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

, где:

rц=1850 - плотность тампонажного раствора, кг/м3 rр=1040 - плотность бурового раствора, кг/м3

- гидравлические сопротивления в момент окончания продавливания продавочной жидкости в трубах, МПа

- гидравлические сопротивления в момент окончания продавливания продавочной жидкости в затрубном пространстве, МПа

Q - подача насосов (в конечный момент продавливания Q==0,003 м3/с)

МПа

МПа

МПа ,972 < 40; условие (1) соблюдается.

<9,7 Ю условие (2) соблюдается.

Давление на забое в конечный момент цементирования:

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

МПа

,11<35 Ю условие (3) соблюдается Подача насосов при продавливании тампонажного раствора (для

обеспечения скорости восходящего потока в кольцевом пространстве 1,8м/с) определится по формуле:

м3/с = 14 л/с

Исходя из значений Р2 и Q принимаем диаметр втулок цементировочного агрегата ЦА-320 равный 100 мм, при этом РIII = 4,8 МПа - максимальное давление на третьей скорости, qIII = 16 л/с - максимальная подача на третьей скорости.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Определяем число ЦА:

Число цементировочных агрегатов определится из условия их подачи при продавливании:

Ю принимаем 1 агрегат Подача при закачивании определяется из условия, что при затворении

смеси плотностью 1850 кг/м3 производительность 2СМН-20: qn=18,3 л/с,

Vбун=14,5 т.

Количество цементосмесительных машин:

Принимаем 2.

Подача насосов при закачивании тампонажного раствора.

л/с=0,0366 м3/с Продолжительность закачивания тампонажного раствора:

мин Продолжительность процесса продавливания:

мин

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Общее время цементирования:

мин ,75*120>88,53 Ю условие tц Ј0,75tнач.сх выполняется.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

6. Организация работ по креплению скважин Подготовительные работы к спуску колонны

Спуск эксплуатационной колонны один из важных и трудоёмких процессов в строительстве скважин. Для благополучного спуска колонны необходимо провести ряд подготовительных работ таких как: подготовка колонны, ствола скважины и бурового оборудования.

Обсадные трубы

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 должен быть меньше номинального на следующие величины:

для труб 114-219 мм на 3 мм; На трубах, отбракованных при шаблонировании, устойчивой светлой

краской делается надпись "брак", трубы складируются в стороне 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:

номер трубы по порядку спуска; условный диаметр трубы; толщина стенки; группа прочности стали; длина трубы;

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

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 максимальной (по расчету) группы прочности одного или нескольких типоразмеров в зависимости от конструкции обсадной колонны в количестве 30-50 м на каждые 1000 м длины. Внешним осмотром определить 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 грубы.

Все изготовленные трубной базой переводные трубы, патрубки и переводники должны завозиться на буровую вместе с актами об их опрессовке.

Подготовка ствола скважины

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.

Впроцессе 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.

Впроцессе последнего долбления параметры промывочной жидкости следует привести в соответствие с требованиями ГТН.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

После окончания последнего долбления произвести промывку скважины в течение 2 циклов циркуляции с определенной производительностью насосов при данной глубине скважины.

Электрометрические работы производить через бурильный инструмент, низ которой оборудован воронкой.

Впроцессе 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.

Вслучае 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.

Подготовка бурового оборудования

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 стояние крюка, талевого блока, кронблока, проверяют состояние контрольноизмерительных приборов на буровой. Подготавливают рабочее место у устья скважины.

Технологический режим спуска колонн

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

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

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.

Возможность спуска обсадной колонны на клиновых захватах с учетом коэффициента запаса (nИ = 1,3) определяем по формуле:

QPK/nИ PK=(F*GT*X*103)/(1+dСР/4*L*tg()),

где Q - допускаемый вес, кН;

F - площадь сечения трубы, м2;

GT - предел текучести материала трубы, МПа (для стали группы прочности Д 380 МПа);

Х - коэффициент охвата, МПа (0,78Х1); dСР - средний диаметр трубы, мм

dСР=(DH+dВН)/2

L - длина плашек клина, мм;

- угол уклона клина [=9027I15II (уклон 1 к 6)];

- угол внутреннего трения (для углеродистых сталей 70). F=3,14•(0,14612-0,1332)/4=0,0031 м2. dСР=(0,1461+0,1304)/2=0,138 мм. PK=(0,0031*380*1*103)/(1+0,138/4*300*tg(9,5+7))=1165 т. Q1165/1,3=896 кН.

Так как суммарный вес секций 698,34 кН не превышает предельной нагрузки на клинья, то всю колонну спускаем на клиновых захватах.

Подготовку резьб, приготовление двухкомпонентных составов смазки на буровой, нанесение состава на резьбы необходимо осуществлять в соответствии с инструкциями по их применению. В любом случае до смазки резьба должна быть очищена неметаллической щеткой или другим приспособлением, обезжирена и протерта насухо с принятием мер по предотвращению загрязнения и попадания влаги перед смазкой и свинчиванием.

Для свинчивания и закрепления резьбовых соединений необходимо

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts