Выбор и обоснование способа бурения нефтяных скважин

3. Комплект разделительных пробок типа ПП – 146, предназначен для предотвращения смешивания тампонажного раствора с буровым раствором и продавочной жидкостью при цементировании и облегчения герметичной посадки на упругое кольцо клапана типа ЦКОД при цементировании. Максимально допустимый перепад давления 6 МПа, диаметр 136 мм, длинна 253мм, масса 3,8 кг.

Выбираем центраторы типа ЦЦ-146/216-245-1, так как участки с углом искривления до 30-35⁰ (ТУ 39 – 1200 – 87), которые устанавливаются на каждую трубу в местах набора кривизны с таким расчётом, чтобы расстояние между ними не превышало 10 метров. Тогда общее количество центраторов можно вычислить по следующей формуле:

      n = L / L_т ;                                

       где L – соответственно длина по стволу участка набора кривизны;

L = 600м.;

              L_т – длина обсадной трубы.

Если средняя длина обсадной трубы составляет 10 м. тогда:

  n = 600/10 = 60, принимаем 60шт.

Как правило, центраторы устанавливают  на колонне в средней части  каждой обсадной трубы, т.е. там, где происходит наибольший её изгиб.  

      В интервале  продуктивного пласта + 150 метров  выше центраторы устанавливают  согласно расчёту.

     Как правило, центраторы устанавливают на колонне в средней части каждой обсадной трубы, т.е. там, где происходит наибольший её изгиб

Исходные данные:

глубина спуска обсадной колонны L, м                                                       3100      диаметр ствола скважины на рассматриваемом участке D, м                   0,2159

высота подъема цемента                                                          450

наружный диаметр обсадной колонны d_Н, м                          0,146

внутренний диаметробсадной колонны d_В,м                                                0,127

зенитный угол наклона на рассматриваемом участке α₁                                             27,75⁰

плотность тампонажного раствора ρ_Т, кг/м³                            1830

плотность бурового раствора ρ_Б, кг/м³                                    1080

вес единицы длины  обсадной колонны в воздухе q, кгс/м                               5,8

интервал центрирования  колонны (верх-низ) h_В – h_Н, м                     3040-2880

допустимая нагрузка на центратор [Q], кгс – таблица                                    780

допустимая стрела прогиба [f]

 

                                  [f] = 0,33 (D-d_Н)/2, м                                                      (2.94)

 

[f] = 0,33·(0,2159-0,146)/2=0,012

 

Жесткость труб обсадной колонны

EI = 2,1·10¹⁰· ·[1-( )⁴]= 2,1·10¹⁰· ·[1-( )⁴]=20030,4 кгс·м²   (2.95)

 

Объем вытесненного тампонажного раствора на 1 метре, м³

 

                                         V_Т = 0,785· =0,785·0,146²=0,017,                        (2.96)

 

Вес вытесненного тампонажного раствора на 1 метре, кгс

 

                                               q_т = V_Т · ρ_т=0,017·1830=31,11                          (2.97)

 

Внутренний объем  1 метра обсадной колонны, м³

                                    

                                       V_В = 0,785 · d =0,785·0,127²=0,013,                        (2.98)

 

Вес продавочной жидкости на 1 метре, кгс

 

                                          q_п = V_В · ρ_п=0,013·1080=14,04,                              (2.99)

 

Вес 1 метра обсадной колонны  с продавочной жидкостью, кгс

 

                                                q_к = q + q_п=35,8+14,04=49,84                        (2.100)

 

Вес 1 метра обсадной колонны с продавочной жидкостью в цементном растворе, кгс

                                                  q_ж = q_к - q_т=49,84-31,11=18,73                   (2.101) 

 

Прижимающее усилие, действующее  на центратор при расстоянии между  центраторами 10 м, кгс

 

                  P₁ = 1, 43 · 10 · q_ж · sin α₁=1,43· 10 · 18,73 · sin 27,75⁰=124,7    (2.102) 

 

α₁ – зенитный угол наклона ствола скважины на участке расположения рассматриваемой трубы.

 

Расстояние между центраторами по допустимой нагрузке на один центратор, м

 

                                                     l₁ = = =6,26,                                  (2.103)

 

Сравниваем значения l₁ и h_Ц = h_В – h_Н;

 

h_Ц =3040-2880=160м, так как h_Ц > l₁, далее рассчитываем стрелу прогиба обсадной колонны от собственного веса, мм

                                 f₀ = = ,    (2.104)

 

 Растягивающее усилие  от нижележащего участка обсадной  колонны, кгс

 

                                              N = 0,3 · q_ж · (L-h_В) · cos α₂,                             (2.105)

 

где α₂ – средневзвешанный зенитный угол ствола скважины в интервале от h_Н до L

 Так как нижележащий участок обсадной колонны отсутствует N=0

 Критическая сила (по Эйлеру), кгс

                                       

                                       P_КР = ,                     (2.106)

 

где μ = 1

 

 Стрела прогиба  труб между центраторами с  учетом растягивающего усилия, мм

 

                                     f =                      (2.107)

 

Выбираем расстояние между центраторами l по сопоставлению значений f и [f]:

так как f > [f] (4,21 >0,012) далее определяем расстояния между центраторами по значению допустимой стрелы прогиба обсадной колонны, м

 

                         l = ,          (2.108)

 

 

Необходимое количество центраторов в рассматриваемом  интервале, шт

 

                     n = [(h_В – h_Н)/l] + 1=[(3040-2880)/7,4]+1=28                      (2.109)

 

 

     В интервале  непосредственно выше башмака  кондуктора устанавливаются три  центратора, один на верхней трубе.

     Общее число  центраторов 101 шт.

     Ниже подошвы  продуктивного горизонта на участке  длиной 10 метров через каждые 0,5 метров устанавливаются турбулизаторы типа ЦТ 146/245 – 251 (ТУ 39 – 01 – 08 – 284 – 77) с резиновыми лопастями. 

 

 

 

2.5.2. Выбор режима  спуска обсадных колонн

 

 

Спуск обсадной колонны  – весьма ответственная операция. До начала спуска должны быть закончены  все исследовательские и измерительные работы в скважине, тщательно проверено состояние бурового оборудования и инструмента, соответствие грузоподъемности вышки и талевой системы весу подлежащей спуску колонны, подготовлен ствол скважины.

За несколько дней до спуска колонны на буровую завозятся обсадные трубы, элементы технологической оснастки и необходимый дополнительный инструмент, тщательно проверенные и испытанные на базе, а так же специальную смазку для обеспечения герметичности резьбовых соединений при наиболее высоких температурах, возможных в скважине.

На буровой обсадные трубы вновь осматривают, проверяют  овальность жесткими двойными шаблонами соответствующих диаметров; трубы, поврежденные при транспортировке и с повышенной овальностью, отбраковывают, а годные сортируют по группам прочности, толщине  стенок и видам резьбовых соединений и укладывают на стеллажи в порядке, противоположном определенности спуска их в скважину. При укладке каждую трубу нумеруют, измеряют её длину; номер трубы, её длину и нарастающую длину колонны записывают в специальный журнал.

По данным каверно- и  профилеграмм выявляют участки сужений  ствола скважины, а по инклинограммам – участки резкого искривления. Эти участки тщательно прорабатывают новыми долотами со скоростью не более 35 – 40 м/ч и расширяют до номинального диаметра. При проработке целесообразно применять ту же компоновку низа бурильной колонны, которую использовали  для бурения последнего интервала скважины, особенно если условия бурения сложные – калибруют: спускают бурильную колонну, низ которой имеет примерно такую же жесткость, как и подлежащая спуску обсадная колонна, и следят за успешностью прохождения такой компоновки до забоя. Если наблюдаются посадки или затяжки, ствол прорабатывают с несколько меньшей скоростью. По окончании калибровки скважину тщательно промывают в течении одного-двух циклов циркуляции. При проработке применяют промывочную жидкость с минимальным показателем фильтрации, низкими значениями статического и динамического напряжений сдвига и пластической вязкости, а также с хорошими смазочными характеристиками.

     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 контрольно-измерительных приборов на буровой. Подготавливают рабочее место у устья скважины.

При подъеме бурильной  колонны после проработки или  калибровки измеряют ее длину и уточняют длину скважины; при этом надо учитывать, что действительная длина скважины больше суммарной измеренной длины  поднятых из нее бурильных труб на величину удлинения колонны. Готовность к спуску обсадной колонны отмечают соответствующей записью в журнале.

К спуску колонны приступают сразу же, как только закончен подъем бурильных труб после промывки скважины.

Обсадную колонну спускают с помощью механизированных клиньев и одного элеватора.

ВНИИКРнефть рекомендует  поддерживать среднюю скорость спуска каждой трубы эксплуатационной колонны  не более 1 м/с, а ниже башмака кондуктора – не более 0,4м/с.

При спуске колонны нужно  контролировать полноту её заполнения промывочной жидкостью через обратный клапан, следя за объемом жидкости, вытекающей из скважины, и нагрузкой на крюке. После спуска каждых 500…800 м труб необходимо делать промежуточные промывки, чтобы освежить жидкость в скважине, удалить скопившийся шлам и уменьшить опасность газирования.

Обсадную колонну спускают с помощью клинового захвата и одного элеватора. Возможность спуска обсадной колонны на клиновых захватах с учетом коэффициента запаса определяем по формуле:

Q P_K/n_И.                                                 (2.110)

P_K=(F*G_T*X*10³)/(1+d_СР/4*L*tg(

)),

где Q – допускаемый вес, кН;

F – площадь сечения трубы, м²;

G_T – предел текучести материала трубы, МПа (для стали группы прочности Д 380 МПа);

Х – коэффициент охвата, МПа (0,78 Х 1);

d_СР – средний диаметр трубы, мм

d_СР=(D_H+d_ВН)/2

L – длина плашек клина, мм;

- угол уклона клина [ =9⁰27^I15^II (уклон 1 к 6)];

- угол внутреннего трения (для  углеродистых сталей 7⁰).

F=3,14•(0,146²-0,127²)/4=0,004 м².

d_СР=(0,146+0,127)/2=0,1365 мм.

P_K=(0,004*380*1*10³)/(1+0,1365/4*300*tg(9,5+7))=1519,4 т.

Q

1519,4/1,3=1168,8 кН.

Так как суммарный  вес секций 953,4 кН не превышает предельной нагрузки на клинья, то всю колонну  спускаем на клиновых захватах.

          После окончания спуска колонну оставляют подвешенной на талевой системе, а скважину тщательно промывают; при этом колонна не должна упираться в забой.  

 

 

2.5.3. Выбор способа  цементирования обсадных колонн 

 

 

     Под цементирование  понимается комплекс процессов  и операций, проводимых для закачки тампонажного раствора в затрубное пространство с целью создания там надежной изоляции в виде плотного материала, образующегося в результате отвердения тампонажного раствора.

     В проектной  скважине значения градиентов  давлений в верхней и нижней части цементируемого объекта не отличаются и отсутствуют высокопроницаемые зоны. По этому при  цементировании данной скважины целесообразно применить способ прямого одноступенчатого цементирования (рис. 2.7.), он обладает наилучшей технологичностью, к тому же при этом способе можно получить наиболее высокое качество разобщения пластов.

Рисунок 2.7. Схема размещения тампонажной смеси при одноступенчатом цементировании

Проверяем возможность  одноступенчатого цементирования по условию:

,                                             (2.111)

где минимально возможная плотность гельцементного раствора, г/см³;