Отчет по практике в ЗСЭ ООО «ТУБР»

 

 

 

 

 

 

 

  6 Крепление скважины

Таблица 6.1- Технологическая оснастка обсадных колонн

 

 

Номер	Название колонны		Элементы технологической оснастки колонны
колонны в			Наименование,	ГОСТ, ОСТ, ТУ, и т.п.		Техническая характеристика		Количество,
порядке			шифр, типоразмер	на изготовление		Длина	Масса,	шт.
спуска						(высота), м	кг.
1	2		3	4			8	9
1	Направление		Башмак БК-324	ОСТ 39-011-74		0,4	85	1
2	Кондуктор		Башмак БК-245	ОСТ 39-011-74		0,4	60	1
			Клапан ЦКОД-245-2	ТУ 39-01-08-282-77		0,3	57	1
			Пробка продавочная ПП-245	ТУ 39-1086-85			8	1
			Центратор ЦЦ4-245/295-320-1	ТУ 39-01-08-283-77		В верхней и нижней части колонны по 1шт., в остальных интервалах - по данным ГИС через каждые 100м	17	8
3	Эксплуатационная		Башмак БК-146	ОСТ 39-011-74		0,4	24	1
			Клапан ЦКОД-146-1	ТУ 39-01-08-282-77		0,3	20	1
			Муфта МСЦНГ-146/216	ТУ 39-961-83		2100м  (в алевролитах  и песчаниках нижней части  вартовской свиты)	62	1
			Пробка продавочная ПП-146	ТУ 39-1086-85			4	1

 

 

 

 

 

 

 

Продолжение таблицы 6.1

 

3	Эксплуатационная	Центратор ЦЦ2-146/191-216-1	ТУ 39-01-08-283-77	В зоне ВНК через 5м; в инт-ле прод.гор.через 5м; выше кровли прод.пласта на 10м через 6м-2шт.; в инт-ле уст.МСЦ выше и ниже на 10м по 1шт.; выше кровли и ниже подошвы покурской свиты через 10м по 3 шт.; на участке изменения интенсивности искривления более 10/10м через 10м; в остальной части экспл.колонны через 50м.	10	62
		Турбулизаторы ЦТ-146/216	ТУ 39-01-08-284-77	Турбулизаторы уст-ся над центр.на расстоянии 1м в инт-лах зоны ВНК, прод.гор., над муфтой МСЦ, ниже подошвы и выше кровли покурской свиты (по 1шт.)	4	16
		Скребки СК-146/190	ТУ 39-5-329-74	Скребки уст-ся под центр.на расстоянии 1м в инт-лах зоны ВНК и прод.гор.	2	12

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 6.1. Центратор:

1 — петлевые проушины; 2 — гвозди; 3 — спиральные

клинья; 4 — ограничительные кольца; 5 — пружинные планки; 6 — пазы

 

 

 

 

Рис. 6.2 Муфта ступенчатого цементирования МСЦНГ 146/216:

а, б, в — различные положения втулки; 1 — корпус; 2 — обойма; 3,6 — верхняя и нижняя втулки; 4 — срезные винты; 5 — заслонка; 7— циркуляционное отверстие; 8 - упорное кольцо; 9,10,11 - пробки продавочная, падающая и запорная соответственно

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 6.3 Башмаки колонные:

а — типа БК: 1 — корпус; 2 — заглушк а; 3 — направляющая насадка; б — типа БП с чугунной направляющей насадкой; в — направляющая насадка; г —типа Б

 

Рис. 6.4 Пробки продавочные верхние типа ПП:

а, б — с пригуммиро-ванными и наборными резиновыми манжетами соответственно; 1 — резиновые манжеты; 2 — алюминиевый корпус, 3 — дистанционная втулка, 4 — стяжная гайка

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 6.5 Клапаны обратные ЦКОД-1 (а) и ЦКОД-2 (б):

1 - корпус; 2 - нажимная гайка; 3 - набор резиновых шайб; 4 - резиновая диафрагма; 5 - опорное кольцо; в - шар; 7 - ограничительное кольцо; 8 - резинотканевая мембрана; 9 - дроссель; 10 - чугунная втулка; 11 - бетонная или пластмассовая подвеска

 

 

              6.1 Подготовка ствола скважины

 

Перед спуском обсадной колонны ствол скважины необходимо промывать высококачественным буровым раствором, удовлетворяющим основным требованиям теории промывки. Для обеспечения возможности увеличения расхода жидкости проработку ствола скважины перед спуском колонны следует вести роторным способом.

Промывка скважины должна производиться только буровым раствором, тщательно очищенным от выбуренной породы. Медленное вращение инструмента в процессе промывки во всех случаях облегчает очистку ствола.

 

1)  Промыть скважину следует буровым раствором с минимально возможными в рассматриваемом районе вязкостью, динамическим и статическим напряжениями сдвига.

2) Высокое качество бурового раствора при подготовке ствола достигается грубой очисткой виброситами и тонкой — гидроциклонами и др. Это предотвращает образование в скважине толстых корок с включениями шлама и обеспечивает качество бурового раствора.

3)  Для лучшей очистки ствола, особенно его кавернозных интервалов, промывку следует вести, установив в нижней части бурильной колонны долото с турбобуром очень малой мощности (удалив, например, из стандартного до 70 %  ступеней), при низкой частоте вращения бурильных труб. Эффективность очистки в зоне долота зависит от кинетической энергии вращающегося потока.

4)  В процессе промывки ствола рекомендуется периодическая максимально возможная разгрузка инструмента на забой с последующим   приподъемом.    Это    способствует    дроблению крупных кусков горной породы в стволе скважины и облегчает их удаление.

. Рекомендуемый режимом промывки  — турбулентный.

5)  Режим и производительность промывки определяются ее параметрами, текучестью, а также размером и формой частиц породы. Поскольку размер и форма кольцевого пространства скважины переменные, создаются условия для возбуждения турбулентных зон в определенных участках ствола (особенно при вращении труб) при числах Рейнольдса ниже критических (1100—1200). В условиях турбулентного течения падение частиц породы происходит быстрее, чем при структурном режиме обтекания, и рассчитывать промывку следует исходя из зависимостей, построенных на основе уравнения Риттингера.

6) Контролировать промывку следует по изменению концентрации шлама в промывочной жидкости. Постепенное уменьшение концентрации и ее стабилизация характеризуют окончание промывки. Если по истечении расчетного времени концентрация шлама не уменьшается, промывку необходимо прекратить, поскольку это свидетельствует об осыпании пород и образовании каверн. В таком случае статическое напряжение сдвига промывочной жидкости после прекращения циркуляции и извлечения труб в вертикальной скважине должно обеспечивать удержание шлама во взвешенном состоянии.

Места сужения ствола, по данным каверномера, прорабатывают со скоростью 35 м/ч, также проработку ствола скважины следует производить в местах посадки инструмента, набора кривизны, резких изменений угла искривления и азимута в продуктивной части разреза. Затем нащупать забой и промыть скважину не менее 1 цикла. Параметры бурового раствора в процессе проработки должны быть приведены в соответствие с требованиями ГТН. При необходимости раствор может быть обработан нефтью (добавка нефти в глинистый раствор до 8%) или другими смазывающими добавками во избежания прихватов, ускорения спуска.

Перед подъемом бурильных труб для последующего спуска обсадной колонны буровой мастер должен проверить параметры бурового раствора и сделать соответствующую запись в буровом журнале.

 

                                    7 Цементирование скважин

 

Весь комплекс работ, связанных с замещением бурового раствора цементным (тампонажным), называется цементированием скважины или обсадной колонны; сюда же входят ожидание затвердения цементного раствора (ОЗЦ) и период формирования цементного камня. Под технологией цементирования нефтяных и газовых скважин следует понимать соблюдение выработанных норм и правил работы с целью наиболее полного заполнения заколонного пространства скважины тампонажным раствором определенного качества (взамен бурового) на заданном участке и обеспечения контакта цементного раствора-камня с поверхностью обсадной колонны и стенкой скважины при сохранении целостности пластов.

Технологический процесс цементирования определяется геологическими, технологическими и субъективными факторами. При анализе влияния различных факторов на качество цементирования скважин субъективный фактор может не рассматриваться, так как предполагается, что операторы имеют необходимую квалификацию и нарушений в проведении технологического процесса нет.

Технологические факторы необходимо совершенствовать, однако не все из них могут быть изменены. Геологические факторы следует тщательно изучать и учитывать при назначении определенных параметров технологического процесса. Например, склонность пород к гидроразрыву необходимо брать за основу при назначении высоты подъема тампонажного раствора, изменении его плотности и обеспечении скорости движения растворов в заколонном пространстве.

В данном случае применяется двухступенчатое цементирование, которое осуществляют с помощью цементировочных муфт (рис. 10.4). Муфта представляет собой полый цилиндрический корпус с присоединительными конусными резьбами на конце и обоймой, смонтированной на его внешней поверхности и образующей на части длины кольцевой зазор. В корпусе и обойме выполнены боковые цементировочные отверстия.

Цементирование первой ступени проводят обычным способом. Тампонажный раствор отделяют от продавочной жидкости разделительной пробкой, которая свободно минует внутренние втулки муфты и движется вниз до посадки на стоп-кольцо. После получения сигнала о посадке пробки на стоп-кольцо останавливают насосы и опускают в колонну открывающую пробку, которая погружается в продавочную жидкость средней плотности со скоростью около 1 м/с.

По достижении пробкой седла нижней втулки возобновляют нагнетание жидкостей в скважину. Под действием давления нагнетания втулка сдвигается вниз и открывает боковые отверстия. Далее скважину промывают через боковые отверстия, а затем закачивают в колонну цементный раствор для цементирования второй ступени. При этом цементный раствор отделяют от продавочной жидкости закрывающей пробкой. Дойдя до муфты, закрывающая пробка садится на верхнюю втулку и сдвигает ее вниз, открывая отверстия в корпусе над заслонкой. Создавая избыточное давление 7,0-8,0 МПа, заслонку перемещают вниз и герметично перекрывают боковые отверстия в корпусе и обойме муфты. Процесс цементирования заканчивается при закрытии боковых отверстий в муфте. После затвердевания цементного раствора внутренние втулки муфты разбуривают.

Необходимые для цементирования материалы, цемент (в бункерах смесительных машин) должны быть заблаговременно доставлены на буровую. До начала цементирования цементировочные агрегаты и смесительные машины, которые будут участвовать в операции, должны быть соединены с устьем скважины через цементировочную головку системой трубопроводов. Чтобы ускорить обвязку оборудования используют специальный гидравлический блок манифольда, на котором имеются два коллектора: напорный и раздаточный - для присоединения линии от цементировочных агрегатов, и комплект труб с быстросъемными соединениями. Для выравнивания плотности томпонажного раствора применяют усреднительную емкость УСО-16 Перед началом цементирования руководитель работ указывает объемы, которые должны быть закачены, последовательность ввода агрегатов и смесительных машин в работу и т.д. На рисунке 11.1 указана схема обвязки оборудования.

 Цементировочный агрегат ЦА-320М применяется для закачки и продавки раствора в скважину. Агрегат монтируется на шасси мощного грузового автомобиля (КРАЗ, УРАЛ). Он состоит из двух- или трехцилиндрового насоса двойного действия с приводом от специального двигателя через промежуточный вал, коробку передач и редуктор, двух мерных баков и системы обвязки. Насос имеет смежные втулки нескольких диаметров. Управление   всеми   механизмами   ведется   с   поста,   расположенного   наплатформе машины. Мерные баки агрегата служат для измерения объема продавочной жидкости, закачиваемой в скважину. Во время цементирования цементный раствор, приготавливаемый в смесительной машине, сливается в бачок, который устанавливают на земле. Насос цементировочного агрегата засасывает раствор из бачка и подает его по нагнетательной лини в цементировочную головку.