Селективное заканчивание скважин
.pdfиспользовать специальные автоматические ключи, как правило, с гидравлическим приводом. Ключи оборудуются моментомером.
После снятия защитного колпака у ротора в каждую трубу необходимо ввести шаблон плавающего типа с захватом для ловителя.
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 закрепляться на роторе.
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.
Скорость спуска колонны до кровли должна быть не более 0,5 м/с, до забоя 0,3 м/с.
Организация работ по цементированию скважины
Цементировочная техника должна прибыть на буровую в рабочем состоянии за 2 часа до окончания спуска колонны. Прибывшую
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
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 500С); произвести опрессовку нагнетательной линии на полуторократное ожидаемое в процессе цементирования максимальное давление.
После окончания промывки скважины на верхний конец обсадной колонны навинчивают цементировочную головку, боковые отводы с помощью нагнетательных линий соединяют с цементировочными агрегатами.
Устье скважины оборудуется цементировочной головкой типа ГЦУ140/146 боковые отводы которой с помощью нагнетательной линии соединяют с напорным блоком манифольда 1БМ - 700, который в свою очередь нагнетательными линиями связан с цементировочными агрегатами ЦА - 320М. Для оперативного контроля и анализа плотности, давления и расхода цементного раствора применяется станция контроля цементирования типа СКЦ - 2М - 69. Для обработки тампонажного раствора в процессе его приготовления с целью обеспечения однородности параметров смеси по всему объему используется осреднительноя установка УО на шасси КрАЗ65101.
После установки и обвязки оборудования опрессовывают нагнетательные линии на полуторократное ожидаемое в процессе цементирования давление (Роп=16,2*1,5 = 24,3 МПа).
Проводится инструктаж по безопасности по ведению совмещённых работ с буровой и тампонажными бригадами.
В скважину закачивается расчетное количество буферной жидкости, опускается нижняя часть продавочной пробки типа ПП -146.
Закачивается тампонажная смесь (сначала облегченный тампонажный раствор, затем тампонажный раствор нормальной плотности). В момент достижения максимального гидростатического давления внутри обсадной
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
колонны обсадной колонны следует не допускать образования разрежения на цементировочной головке, так как это может привести к расслоению тампонажного раствора и последующему образованию пор в цементном камне. 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 часть продавочной пробки и закачивается продавочная жидкость. Продавка тампонажного раствора начинается сразу после закачки тампонажного раствора одним цементировочным агрегатом, который обвязан с верхним отводом цементировочной головки и предварительно заправлен продавочной жидкостью (это необходимо, чтобы дать время на промывку манифольда от остатков тампонажного раствора и заправку остальных, участвующих в продавке цементировочных агрегатов продавочной жидкостью).
После посадки пробки, давление в колонне начнёт резко возрастать, что служит сигналом окончания закачки продавочной жидкости. После этого необходимо снять давление на цементировочной головке для этого все краны на цементировочной головке закрывают, а скважину оставляют в покое на срок, необходимый для превращения тампонажной смеси в тампонажный камень (ОЗЦ 24 часа).
Для предупреждения порыва колонны от гидравлического удара при посадке разделительной пробки на кольцо «стоп » последние 3 м3 продавочной жидкости закачиваются с наименьшей производительностью (qI = 4,9 л/сек) одним цементировочным агрегатом.
Заключительные работы после цементирования
К технологическим операциям после цементирования скважины относятся: работы по управлению скважиной в период ОЗЦ, проведение электрометрических работ, связанных с оценкой качества цементирования,
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
обвязка устья скважины, испытание на герметичность оборудования устья скважины и обсадных колонн.
После затвердевания цементного раствора и приобретения камнем минимально необходимой прочности проверяют качество цементирования: истинную длину зацементированного интервала, полноту вытеснения промывочной жидкости цементным раствором, а так же герметичность обсадной колонны.
Оценка качества цементирования скважин производится следующими геофизическими методами:
ОЦК - определение высоты подъема цементного раствора за колонной; АКЦ - акустическая цементометрия, определяется “сцепление” (плотность контакта) цементного камня с колонной и породой, определение
высоты подъема цемента; ГГК (СГДТ) - определение плотности цементного камня за колонной,
эксцентриситета колонны, характера заполнения затрубного пространства цементным раствором-камнем, мест размещения технологической оснастки по колонне - центраторов. ОЦК проводится на момент конца схватывания цементного раствора в точке его проектного подъема. Высота подъема цементного раствора определяется по аномалии температуры. Дополнительная информация - распределение температуры по стволу скважины. Так как при цементировании скважины применяется облегченный цементный раствор, высота подъема цементного раствора уточняется по данным АКЦ ввиду того, что облегченные цементные растворы не дают четкой температурной аномалии, вызванной гидратацией цемента.
АКЦ - метрия проводится при достижении прочности цементного камня при изгибе не менее 1 МПа. АКЦ может проводиться сразу после ОЗЦ, рекомендуемое время проведения АКЦ - через 3 суток после цементирования скважины. АКЦ - метрия в зоне размещения облегченного цементного камня должна проводиться с помощью приборов, отрегулированных на фиксацию низкопрочного цементного камня - ниже 1,0 МПа при изгибе. По данным
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
АКЦ окончательно устанавливается высота подъема цемента.
СГДТ проводится в те же сроки, что и АКЦ - метрия. СГДТ дает удовлетворительные результаты по плотности цементного камня в том случае, если разность плотностей тампонажного раствора и бурового не менее 0,5 г/см3. Как правило, разность между плотностью цементного камня
ицементного раствора за счет седиментационных процессов и гидратации цемента составляет ± 50 кг/м3. Большая разность плотностей свидетельствует о смешении бурового и тампонажного растворов. По СГДТ устанавливают также высоту подъема цемента и величину зоны смешения бурового раствора
итампонажного в том случае, если разность их исходных плотностей более 500 кг/м3.
По СГДТ определяется эксцентриситет колонны по стволу скважины. Считается центрирование колонны удовлетворительным, если эксцентриситет колонны не превышает значения 0,5. Дополнительно по СГДТ определяется фактическое размещение технологической оснастки по длине колонны.
После затвердения цементного раствора и проверки качества цементирования демонтируют устьевую воронку и обвязывают обсадную колонну с предыдущей при помощи колонной головки типа ОКК1-14- 146х245 с рабочим давлением 14 МПа, обеспечивая расчётное натяжение QН = 600 кН с использованием талевой системы.
Затем скважину опрессовывают жидкостью освоения (продавочной жидкостью) давлением 95 кгс/см2. 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
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
опрессовочного давления.
Порядок работ и требования по испытанию на герметичность должны соответствовать РД 39-093-99 “Инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичность”.
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Заключение
В ходе выполнения курсового проекта на тему: «Заканчивание эксплуатационной скважины глубиной 2500 метров на Камовском нефтяном месторождении» был спроектирован процесс заканчивания скважины: выбрана и обоснована конструкция эксплуатационного забоя, технологическая оснастка обсадной колонны. Произведён расчёт эксплуатационной колонны и процесса её цементирования, а так же выбран метод вторичного вскрытия пласта и способа вызова притока.
Выполнение проектирования процесса заканчивания скважины осуществлялось в соответствии с нормами, стандартами, инструкциями и правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Данный проект отвечает техническим требованиям, предъявляемым к проектной документации такого рода.
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Литература
1. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин. Учеб. пособие для вузов. - М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2000. - 670 с.
. Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. «Буровые промывочные и тампонажные растворы»: Учеб. пособие для вузов. - М.: ОАО "Издательство "Недра", 1999. - 424 с.
. Инструкция по расчёту обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. Госгортехнадзор Российской Федерации, № 10-13/127 от 12.03.1997 г. - М.,1997.
4.Иогансен К.В. «Спутник буровика.» - М.: Недра, 1990. - 388 с.
5.Калинин А.Г., Левицкий А.З., Мессер А.Г., Соловьёв Н.В. «Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые» Справочное пособие. - М.: Недра, 2001.
6.Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. - М.: ВНИИТнефть, 2003.
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts