Бурное развитие нефтяной промышленности

          Определяется количество продавочной жидкости .

Для цементирования направления  принимается ЦА-320М   2 комплекта  и  УС-6-30 1 комплект.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.6.  ОРГАНИЗАЦИОННО-ТЕХНИЧЕСКИЕ    МЕРОПРИЯТИЯ   ПО   ПОВЫШЕНИЮ

КРЕПЛЕНИЯ   СКВАЖИНЫ

 

 

3.6.1. ПОДГОТОВКА   БУРОВОЙ   УСТАНОВКИ   К КРЕПЛЕНИЮ   СКВАЖИНЫ

 

          Подготовительные работы  по  подготовке  ствола скважины     к спуску обсадной колонны состоят в следующем.

Проверяется состояние  фундаментов блоков , основании вышки, агрегатов буровой установки. Проверяется состояние вышки, центровка ее относительно устья скважины, тормозной системы лебедки, силового привода, буровых насосов, запорной арматуры, нагнетательной линии и талевой системы. В превентор устанавливаются плашки под соответствующий диаметр обсадных труб. Проверяется исправность и точность показаний контрольно – измерительных приборов. Выявляются недостатки и устраняются до начала ведения работ и оформляются актом о готовности буровой установки к креплению скважины.

 

3.6.2.   ПОДГОТОВКА   ОБСАДНЫХ   ТРУБ

С целью выявления  скрытых дефектов обсадных труб на внутреннем диаметре. С выдержкой времени не менее 30 секунд. Результаты опрессовки оформляются актом. Доставленные на скважину обсадные трубы подвергаются наружному осмотру, измерению, шаблонированию и укладыванию на стеллажи в порядке очередности спуска. Трубы должны иметь заводской сертификат и маркировку, соответствовать к требованиям стандарта. На каждые тысячу метров обсадных труб завозятся дополнительно 30 метров резервных обсадных труб.

3.6.3.   ВЫБОР   ТАМПОНАЖНОГО   МАТЕРИАЛА

Выбор тампонажного материала производится в зависимости  от характера разреза, назначения скважины, высоты подъема цементного раствора в затрубном пространстве и температуры забоя. Потребность материалов определяется расчетом.

Выбранные тампонажные  материалы подвергаются анализу  для соответствия их требования ГОСТа 1581-91.

Лабораторный  анализ следует проводить с использованием химических реагентов, добавленных к тампонажным материалом и воды, на которой будет затворяться цементный раствор. Цементирование производится лишь при получении  положительного  заключения о пригодности тампонажных материалов.

Таблица 13

 

Название  компонента	ГОСТ, ТУ на изготовление, маркировка	Потребное количество, ТН
		Название  колонн
		направление	кондуктор	Техни ческая  колонна	Эксплуатационная  колонна
Цемент	ГОСТ1581-85	2,4	5,4	11,4	20,8
Цемент в облегченном  растворе	ГОСТ1581-85				23
Хлористый кальций	ГОСТ450-77	0,06	0,135	0,285	0,312
КССБ					0,08

 

 

3.6.4. ПОДГОТОВКА   СКВАЖИНЫ  К   СПУСКУ

ОБСАДНЫХ   ТРУБ

Для  обеспечения  высоты  подъема цементного  раствора за колонной необходимо произвести опрессовку ствола скважины с гидромеханическим пакером на максимально ожидаемое давление при цементировании колонны. В случае поглощения бурового раствора произвести изоляционные работы.

При спуске буровой колонны  на бурение перед проведением  комплекса на бурение, заключаемых  геофизических исследовании производятся контрольный замер длины буровой колонны для уточнения фактической глубины скважины. По результатам геофизических исследовании уточняется глубина спуска обсадной колонны, места установки элементов технической оснастки, интервалы проработки ствола, объем скважины.

После проработки и калибровки ствола на глубину спуска обсадной колонны скважина промывается до выравнивания параметров бурового раствора, соответствующих ГТН. Под кондуктор ствол скважины шаблонируется спуском 3-4 обсадных труб на бурильном инструменте, Спуск кондуктора, эксплуатационной колонн производятся с применением смазки УС-1,Р-402.

Турбализаторы устанавливаются на границах увеличения ствола скважины согласно инструктивно-технологической карте. Центраторы устанавливаются через каждые 25 м вместе со скребками.

Во избежания  смятия обсадных труб, гидроразрыва пласта и поглощения бурового раствора под воздействием возникших в затрубном пространстве гидросопротивлений. Скорость спуска обсадной колонны с обратным клапаном должна быть равномерной и не превышать:

• для кондуктора - 1м/с.,
• для эксплуатационной колонны - 1,5м/с.,

В процессе спуска колонна плавно снимается с ротора и опускается в скважину. Динамические рывки, резкое торможение, разгрузка колонны или посадка ее свыше 30% от веса спускаемых труб не допускается. После спуска колонны производится промывка скважины для выравнивания параметров бурового раствора, соответствующих ГТН. Во избежания прихвата колонну периодически расхаживают не допуская разгрузки на забой и превышение допустимых напряжений.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.6.5.ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ  ОСНАСТКА ОБСОДНОЙ КОЛОННЫ

Таблица14.

 

Название  колонны	Номер части колонны в порядке спуска	Элементы  технологической оснастки колонны					Суммарное на колонну		Шифр расценки
		Наименование, шифр, типоразмер	Масса элемента, кг	Интервал  установки, м		Количество  элементов в интервале, шт
							Кол – во шт	масса, кг
				От (Верх)	До (низ)
Направление	1	БКМ – 426	1523	20	---------	1	1	152,3	342-1-559
Кондуктор	2	БКМ – 324	89	75	---------	1	1	89	342-1-558
Техническая колонна	3	БКМ – 245	55,7	300	---------	1	1	55,7	342-1-556
		ЦКОДМ – 245 - 2	57	290	---------	1	1	57	342-1-597
		ЦЦ245/295 – 320 – 1	16,8	0	300	6	6	100,8	342-1-811
		ПП – 219/245	13,2	------------	----------	1	1	13,2	342-1-701А
Эксплуатац ионная колонна	4	БКМ – 146	24	1530	----------	1	1	24	342-1-550
		ЦКОДМ – 146 – 1	20	1530	----------	1	1	20	342-1-595
		ЦЦ – 146/190 – 216	10	0	1530	39	39	390	342-1-809
		ЦТ – 146/190 – 3	10	0	1530	10	10	100	340А-15
		ПДМ – 146	250	------------	------------	1	1	250	342-1-662
		ПП – 140/168	5	-------------	------------	1	1	5	342-1-700А

 

3.6.6. ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ  ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ

 

Одним из основных условий  качества повышения крепления скважины является наиболее полное замещение бурового раствора цементным раствором, надежное сцепление цементного камня с горными породами и обсадной колонной, герметичность обсадной колонны, надежное разобщение пластов. Цементный камень в затрубном пространстве должен удовлетворять следующим требованиям:

•     равномерно и полностью заполнять затрубное пространство;
•     обеспечить надежное сцепление цементного камня  с обсадными колоннами и горными породами;
•     прочность образца на изгиб через двое суток после цементирования должна быть не менее 2,7Мпа для чистого цемента.

Приготовление цементных  растворов производится УС – 6 – 30. Цементирование эксплуатационной колонны  производится ЦА – 320М. Централизованный контроль и управление процессом  осуществляется СКЦ – 2М. Перед началом цементирования обсадных колонн монтируется обвязка линий высокого давления агрегатов и 16М – 700. Нагнетательная линия и цементировочная головка должны быть опрессованы на 1,5 кратное ожидаемое рабочее давление при цементировании.

        Закачку цементного раствора в скважину начинать после стабилизации режима работы смесителей и получения необходимой плотности цементного раствора. Закачку продавочной жидкости производить на скоростях, обеспечивающих получение расчетной критической скорости восходящего потока. Момент окончания продавливания цементного раствора определяется по повышению давления в обсадной колонне при посадке продавочной пробки на кольцо “стоп”. После снятия давления определяется работа обратного клапана. При положительном результате скважина оставляется на ОЗЦ на 48 часов. 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.7.   ВЫБОР   И   РАСЧЕТ   БУРИЛЬНОЙ   КОЛОННЫ

 

Состав бурильной колонны  в конце бурения скважины:

долото 0,2159 м;

 Д2-195; УБТ - 178,  ТУ – 19 – 3 – 385 – 79 длиной 25 м;

бурильные трубы ТБПК диаметром 127 9,19мм группы прочности Д по ГОСТу 631-75 длиной = 800 м.

масса одного погонного метра СБТ  q_СБТ = 0,000298 МН;

Допустимая растягивающая  нагрузка ТБПК Рст = 1,25МН.

Перепад давления на забойном двигателе Р_ЗД+Д  = 10 МПа.

Определяется длина УБТ

где: G - осевая нагрузка на долото 16т.

Q_ЗД+Д - масса забойного двигателя и долота 1400 кг.

f_k - площадь трубного пространства бурильных труб, определяется по формуле

И сходя из опыта бурения  на данной площади принимается  _убт =25 м.    

Определяется допустимая длина ТБПК.

n – запас прочности на растяжение для бурильных труб.

Qтбпк =

λтбпк =Lн – λзд –λубт =1530-10-25 = 1495м

        Определяется масса бурильной колонны.

Рекомендуется для бурения скважины следующие компоновки по интервалам.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5	1	Долото	215,9		40,5	52,5	8,673	Бурение под эксплуатационную колонну
	2	Колибратор	215,9	1	180
	3	3ТСШ1-195	195	25,7	4740
	4	ШМУ	195	0,8	77
	6	УБТ	178	25	3635
6	1	Долото	215,9		44	33,3	5,146	Бурение под эксплуатационную колонну
	2	Колибратор	215,9	1	180
	3	Д2 – 195	195	6,5	1210
	4	ШМУ	215,9	0,8	77
	5	УБТ	178	25	3635

 

3.8. ВЫБОР БУРОВОЙ УСТАНОВКИ

Буровая установка  выбирается из условия максимальной массы обсадных и бурильных труб с учетом коэффициента перегрузки.

где: К_, К₁ – Коэффициенты перегрузки.

Принимается БУ – 1600  ЭУ.                                                       Таблица 16

                                                                                                                         

 

 

 

 

 

Циркуляционная система
Суммарный объем, м3	60
Состав ПВО
ПУГ 230 350, шт.	1
ППГ 230 350, шт.	1

 

 

Выбор оснастки талевой  системы

Где: Т – число оснащенных роликов талевого блока;

К – коэффициент запаса прочности талевого каната  К=3 5;

Р_к – предельное разрывное усилие талевого каната.

Принимается оснастка 4 5.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.9.ПОКАЗАТЕЛИ РАБОТЫ ДОЛОТ И РЕЖИМЫ БУРЕНИЯ

 

таблица 17

 

 

 

Составление РТК

Режимно–технологическая карта составляется на основании  показателей работы долот и забойных двигателей по долотным карточкам пробуренных скважин.

 Типы и размеры долот и забойных двигателей выбираются по максимальным показателям, и определяется количество долот по интервалам. Осевая нагрузка рекомендуется та, при которой получены наивысшие показатели работы долот и забойных двигателей по интервалам.

  Качество бурового раствора принимается из условия очистки забоя и ствола скважины, создания максимальной мощности на забойном двигателе и наилучшем использовании гидравлической мощности насосов. Качество жидкости принимается из условия предупреждения осложнений при бурении и загрязнение продуктивного пласта.

 

 

 

РЕЖИМНО - ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ КАРТА

Таблица 18

 

Интервал		мощ ность	Тип и размер долота	Тип и размер забойного двигателя	Показатели   бурения				Параметры раствора
от	ДО				h	Тб	м	n	G	Q	Раствор
0	20	20	490 СЦВ	Ротор	20	3,5	5,71	1	Вес инструмента	Q = 30л/с Р = 13,4МПа Dвн = 150мм	Глинистый раствор  = 1,06г/см3 УВ = 22с
											Техническая вода  = 1,0г/см3
20	75	55	393,7 СЦВ	2ТСШ1 – 240	55	4	8,25	1
55	75	20	393,7 СЦВ	2ТСШ1 – 240	20	3	6,6	1	12 – 16
75	165	90	393,7 СЦВ	ТО2 – 240	90	11,5	7,8	1
165	300	135	393,7 СЦВ	2ТСШ1 – 240	135	15,8	8,54	1
300	374	74	295,3 СЗГВ-2	2ТСШ1 – 195	74	6,83	10,8	1		Q = 35л/с Р = 17,9Мпа Dвн = 130мм
374	460	86	215,9 СЗГВ-1	2ТСШ1 – 195	86	9	9,55	1	14 – 16
460	708	248	215,9 СЗГВ-1	Д2 – 195	248	22,17	11,18	1
708	923	215	215,9 ТЗГНУ R05	Д2 – 195	215	26	8,26	1
923	1253	330	ATJ – P55R	Д2 – 195	330	66,42	4,96	1
											Глинистый раствор  = 1,14г/см3 УВ = 18 20с Ф = 8 10см2/30мин рН = 7
1253	1432	179	ATX – P44CD	Д2 – 195	179	22,75	7,86	1
1432	1467	35,9	215,9 ТЗГНУ	Д2 – 195	35,9	6,32	5,68	1
1467	1530	168	215,9 ТЗГНУ R05	Д2 – 195	168	17,48	9,61	1