Технология бурения нефтяной скважины Чаяндинского месторождения

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6.2 Технологическая оснастка обсадных колонн

 

С целью  направления и защиты обсадных колонн от повреждений при спуске, низ  колонн оборудуется колонными башмаками  типа БК, изготовленными по ОСТ 39-011-74

Для вытеснения из затрубного пространства на поверхность загрязненного раствора и недопущения обратного поступления в колонну закачанного цементного раствора и для упора разделительной цементировочной пробки применяются обратные клапаны типа ЦКОД изготовленные по ТУ 39-208-76, их размеры установлены ОСТ 39.013-74:  

Для обеспечения  концентричного размещения обсадной колонны  в скважине с целью достижения качественного разобщения пластов  при цементировании предусматривается  применение центраторов типа ЦЦ.

Для предотвращения смешивания цементного раствора с буровым раствором  при цементировании скважины предусматривается  применение разделительных пробок типов: ПП, ПЦН, СП.

 Для создания герметичного  соединения обсадной колонны  с нагнетательными линиями цементировочных  агрегатов  предусматривается  применение цементировочных головок  следующих типов: ГЦК и ГУЦ.

С целью предотвращения гидравлического  разрыва пласта при цементировании технической и эксплуатационной колонн, предусматривается применение муфты ступенчатого цементирования МСЦ-1.

Для обеспечения  безопасного спуска и улучшения  качества цементирования хвостовика предусматривается  применение разъединителя.

 

 

 

 

 

 

Название и диаметр колонн, мм	Элементы оснастки			Техническая характеристика				Количество, шт.	Расстояние установки  от башмака, м
	наименование	шифр	ГОСТ, ОСТ, ТУ	диаметр, мм		высота, м	масса, т
				наружный	внутренний
Кондуктор Æ 324 мм	Башмак	БП-324	ОСТ 26-02-227-71	351	308	0.865	0.154	1	0
	Обратный клапан	ЦКОД-324-2	ТУ 39-01-08-281-77	351	-	0.35	0.077	1	10
	Пробка продавочная	ПП 324 ´ 351	ТУ 39-01-268-76	335	-	0.51	0.0245	1	-
	Центраторы	ЦЦ-4-324/394	ТУ 39-1220-87	445	329	-	0.0187	2	См. прим
	Центраторы	ЦЦ-324 / 394-1	ТУ 39-01-08-283-77	445	326	-	0.028	7	См. прим*
Промежуточная  245 мм	Башмак	БП-245	ОСТ 26-02-227-71	270	231	0.785	0.090	1	0
	Обратный клапан	ЦКОД-245-2	ТУ 39-01-08-281-77	270	-	0.265	0.057	2	10, 20
	Муфта ступенчатого цементирования	МСЦ1-245	ТУ 39-961-83	283	224	0.680	0.125/ 0.048	1	550
	Турбулизаторы	ЦТ 245/295	ТУ 39-01-08-284-77	293	248	-	0.0085	42	По 1 шт. сверху и снизу  каждого центратора до 20 м
	Центраторы	ЦЦ-4-245/295	ТУ 39-1220-87	370	249	-	0.0142	2	См. прим
	Центраторы	ЦЦ-245/295-320-1	ТУ39-01-08-283-77	370	247	-	0.0168	21	См. прим*
Эксплуатационная   Æ 168 мм	Башмак	БП-168	ОСТ 26-02-227-71	188	156	0.625	0.042	1	0
	Обратный клапан	ЦКОД-168-1	ТУ 39-01-08-281-77	188	-	0.35	0.025	2	10, 20
	Муфта ступенчатого цементирования	УСЦ -168	НПО «Буровая техника»	200	147-150	0.950	0.075/ 0.025	1	850
	Турбулизаторы	ЦТ 168/222-228	ТУ 39-01-08-284-77	220	171	0.135	0.0045	28	По 1 шт. сверху и снизу  каждого центратора до МСЦ
	Центраторы	ЦЦ-2-168/216	ТУ 39-1442-89	300	172	-	0.0099	2	См. прим
	Центраторы	ЦЦ-168/216-245-1	ТУ 39-01-08-283-1	292	170	-	0.0113	26	См. прим*

 

 

Таблица 2.3 Технологическая оснастка обсадных колонн

 

6.3 Подготовка ствола скважины  и спуск обсадных колонн.

 

Подготовка  обсадных труб

 

Обсадные  трубы, предназначенные для спуска в скважину, осматриваются. Особое внимание обращается на кривизну, расслоение металла, деформацию муфт и нарезных концов.

Трубы проверяются  на овальность и шаблонируются, затем трубы подвергаются предварительной опрессовке на соответствующее давление по техническим условиям. Далее обсадные трубы укладывают на приемном мосту в штабель в порядке последовательности  спуска их в скважину; при этом каждую трубу номеруют и замеряют длину стальной рулеткой.

Нарезку труб и муфт тщательно очищают  жесткой волосяной щеткой, промывают  керосином и проверяют калибром.

После очистки  резьбы муфт и труб на них навинчивают  ниппели и предохранительные  кольца.

 

Подготовка вышки и бурового оборудования

 

При осмотре  вышки все дефекты и нарушения  в соединениях отдельных узлов, поясов, диагоналей и креплении ног  немедленно устраняются. Проверяется  вертикальность вышки и равномерность  натяга угловых оттяжек.

При проверке лебедки и привода обращают внимание на состояние цепных колес, кулачковых сцеплений шпонок и тормозов.

Особенно  тщательно должно быть проверено  состояние крюка, талевого блока  и индикатора веса.

 

Подготовка  скважины к спуску обсадной колонны

 

 Перед  последней промывкой скважины  бурильные трубы подвергают контрольному  замеру при помощи стальной  рулетки.

Места сужения  ствола скважины по данным каверномера  прорабатываются со скоростью 60 м/ч. Если наблюдаются посадки или затяжки, ствол скважины прорабатывается повторно с несколько меньшей скоростью.

При промывке скважины перед спуском  колонны  параметры бурового раствора тщательно  контролируются и доводятся до установленной  для данной скважины нормы. Скорость восходящего потока должна составлять не менее 1,8 м/сек.

 

 

 

 

Спуск обсадной колонны в скважину

 

Спуск обсадной колонны производится под руководством специально назначенного инженерно-технического работника.

Во избежание  несчастных случаев проводится инструктаж всех членов бригады. Назначается ответственный за проведение повторного шаблонирования каждой трубы.

При спуске обсадной колонны необходимо производить  восстановление циркуляции или промежуточные  промывки ствола скважины, периодичность  которых устанавливается для  каждой конкретной колонны.

 

Резьбовое соединение труб в обязательном порядке  необходимо докреплять машинными ключами. Режимы спуска обсадных труб представлены в таблице 2.4

 

Таблица 2.4 Режимы спуска обсадных труб

Название колонны	Тип инструмента для спуска колонны	Средства смазки и уплотнения резьбовых  соединений		Интервал глубин с одинаковой скоростью  спуска труб, м		Допустимая скорость спуска труб, м/с
		Шифр или название	ТУ на изготовление	От (верх)	До (низ)
Направле ние	Элеватор	Р-402	ТУ 38-101-708-78	0	20	0,5
Кондуктор	Элеватор	Р-2МПВ	ТУ 38-101-332-76	0 20	20 220	0,8 0,6
Техническая	Элеватор	Р-2МПВ	ТУ 38-101-332-76	0 220	220 1620	1,0 0,2
Эксплуатационная	Элеватор	Р-2МПВ	ТУ 38-101-332-76	0 1620	1620 2000	1,0 0,4

7. Цементирование скважины

7.1 Выбор способа цементирования

Технология  цементирования обсадных колонн определяется их типоразмером, конкретными геолого-техническими условиями проводки скважины, ее назначением, уровнем технической оснащенности, цементировочным оборудованием.

С учетом указанных  условий предусматриваются следующие  способы цементирования обсадных колонн:

    - направление 426 мм спускается  в один прием. Подъем цемента  до устья.

    - кондуктор 324 мм спускается в  один прием. Подъем цемента  до устья. Цементируется облегченной  тампонажной смесью.

    - техническая колонна 245 мм спускается  в один прием. Цементирование  производится в две ступени  с применением облегченных тампонажных смесей.

     - эксплуатационная колонна 168 мм  спускается в один прием. Цементирование  производится в две ступени.  Муфта ступенчатого цементирования устанавливается на глубине 1900 м. Подъем цемента до устья. Цементирование с применением облегченных тампонажных смесей.

 

      После окончания спуска обсадных колонн скважина должна быть промыта до полного выравнивания параметров промывочной жидкости, величина параметров должна быть в соответствии с параметрами в ГТН.

    Запрещается цементирование обсадной колонны при наличии в скважине нефтегазопроявления.  Если при цементировании эксплуатационной колонны возникнут признаки нефтегазопроявления, то процесс цементирования стоит продолжать с регулированием противодавления в затрубном пространстве с помощью превентора.

     В период закачки тампонажного   раствора в скважину, ОЗЦ разгружать обсадную колонну на забой категорически запрещается.

     При подъеме тампонажного раствора до устья обсадная колонна должна быть отцентрирована по отношению в вертикальной оси проходного отверстия ротора.

     После цементирования и открытия промывочных отверстий в МСЦ скважина промывается в течение двух циклов. Избыточное давление срезки штифтов, удерживающих спецпоршни цементировочных муфт должно быть в пределах 30-40 кгс/см2.

    Оценку качества цементирования обсадных колонн предусматривается производить геофизическими методами и гидравлическим испытанием на герметичность обсадной колонны и затрубного пространства.

    

 

7.2.1    Выбор тампонажного материала

Таблица 2.5 Выбор тампонажного материала

Обсадная колонна, ее диаметр, мм

Номер секции в порядке  спуска

Интервал   спуска колонны (секции), м

Способ цементирования

Интервал   цементирования, м

Номер цементирования

Характеристика цементного раствора

Высота цементного стакана, м

Характеристика буферной жидкости

от (низ)

до (верх)

от (низ)

до (верх)

тип раствора

шифр цемента по ГОСТ 1581-96

название добавки

количество добавки % от веса сухого цемента

тип

ингредиент

количество ингредиента  на 1 м3 жидкости, т

плотность продавочной жидкости, кг/м3

Кондуктор, 324 мм

1

220

0

Одноступенчатый

130

0

2

Облегченный тампонажный состав

ПЦТ I-G-CC-1 + АСМ  ( 8.5 :1.5)

CaCl2

4.0

10

Буферная

NaCl

0.1

1100

220

130

3

Цементный

ПЦТ I-G-CC-1

CaCl2

4.0

ВУР

Гаммаксан

0.005

 

 

7.2.2 Расчет цементирования обсадных колонн

 

Для цементирования кондуктора и технической колонны  предусматривается применение тампонажного портландцемента для «холодных» скважин ГОСТ 1581-93 с плотностью gц = 3,10 г/см³. Водоцементное отношение m=0,5.

 

Производиться расчет одноступенчатого цементирования кондуктора прямым способом при следующих условиях:

 

Исходные  данный      

-Глубина  спуска обсадной колонны Н  = 220 м;

-Высота подъема  цемента за колонной Hц = 220 м;

-Высота цементного  стакана в колонне h = 10м;

-Номинальный  диаметр скважины D₁ =  393,7мм;

-Плотность  бурового раствора gр=1,2 г/см³;

-Плотность  цементного раствора g_цр= 1,55 г/см³;

-Наружный  диаметр обсадных труб d₁= 323,9мм;

-Внутренний  диаметр обсадных труб d₂=306.1 мм;

-Коэффициент  заполнения каверн в интервале  k₁= 1,15.

 

Требуемый объем цементного  раствора определяется по формуле:

 

                                                 _(7.1)

 

где k1- коэффициент заполнения каверн в интервале;

D1-номинальный диаметр скважины;

d₁ -наружный диаметр обсадных труб;

Hц -высота подъема цемента за колонной;

d₂  внутренний диаметр обсадных труб;

h- высота цементного стакана в колонне.

 

Vц=0,785[1,15(0,394²-0,324²)220+0,306²*10 ]=10.7 м³

 

  Требуемая  масса сухого цемента:

                                                                        (7.2)

 

где k2- коэффициент потерь цемента (принимается =1,05);

m–водоцементное отношение (принимается =0,5);

g_цр– плотность цементного раствора, г/см³.

G=*1.55*0.7*1.05=11.6 т.

 

Количество  воды для приготовления расчетного объема цементного раствора:

V_в=qвG,                                                                                      (7.3)

где  qв- единичный расход воды на 1 т сухого цемента, qв=0,5 м³ /т; 

G-масса сухого цемента т.

 

V_в=0,5*11.6=5.8 м³

 

Требуемый объем продавочной  жидкости:

                                                                   (7.4)

 

где D- коэффициент сжимаемости жидкости  (1,02-1,04);

Н-глубина  спуска обсадной колонны;

h- высота цементного стакана в колонне.

 

Vпр=1,02*0,785×0,306²(220-10)=15.7 м³

 

Максимальное давление перед посадкой верхней пробки на упорное кольцо определяется по формуле:

Рmax=Р₁+Р₂,                     (7.5)

 

где  Р₁- необходимое давление, для преодоления разности плотностей жидкости в трубах и затрубном пространстве;