Общие сведения о районе буровых работ.

Стр 1 из 2Следующая ⇒

К у р с о в О Й П р о Е К т

на тему:

«Проект работ по заканчиванию скважин на Каменном месторождении»

по дисциплине: Заканчивание скважин

Выполнил: ст.гр.БНГС 04-2

Кострулев В.Л.

Проверил: доц.Долгих Л.Н.

Пермь 2008г.

Содержание:

Общие сведения о районе буровых работ…………………………………………..3
Краткая геотехническая характеристика разреза скважины…………………...…4
Обоснование конструкции скважины………………………………………………7
Обоснование состава технической оснастки и ее размещения на обсадных колоннах………………………………………………………………………………8
Расчет эксплуатационной колонны………………………………………………..11
Расчет цементирования эксплуатационной колонны…………………………….16
Меры по охране труда при спуске эксплуатационной колонны………………...19
Проектируемые организацией и технологией работ по подготовке ствола скважины, обсадных труб к спуску обсадных колонн. Средства ускорения и удешевления работ по креплению скважин……………………………………….20
Список литературы………………………………………………………………….28

Общие сведения о районе буровых работ.

Район ведения буровых работ расположен на каменном месторождении, которое расположено примерно в 500км от города Урая.

В орографическом отношении район представляет собой болотистую равнину. В месте, где стоят буровые, отсыпано песком. Все необходимые агрегаты и компоненты завозятся зимой.

Климат района умеренно-континентальный. Средняя годовая температура +10^оС. Самый холодный месяц – январь (средняя Т=20^оС). Самый жаркий – Июль (Средняя Т=20⁰С) Зимой высота снежного покрова достигает 60см.

Краткая геотехническая характеристика разреза скважины.

Стратиграфия	Название породы
Четвертичные отложения	Глина
Туртасская свита	Алевролиты, песчаники, глины
Новомихайловская свита	Известняки, алевролиты, песчаники, глины
Атлымская свита	Доломиты, ангидриты
Тавдинская свита	Доломиты, известняки
Талицкая свита	Чередование известняком и доломитов
Ганькинская свита	Известняки, доломиты
Березовская свита	Известняки, доломиты
Кузнецовская свита	Известняки, доломиты
Уватская свита	Известняки с прослойками алевролита и глин
Ханты-Мансийская свита	Известняки с прослойками алевролита и глин
Викуловская свита	Известняки пористые

Зоны, осложняющие процесс бурения скважины.

Поглощение бурового раствора.

В процессе бурения скважины возможно частичное поглощение бурового раствора в интервале 0-477м. Условия возникновения: наличие высокопроницаемых пород, превышение давления создаваемого на стенки скважины над пластовым и скорости спуска бурового инструмента > 0, 5м/с.

2. Осыпи и обвалы стенок скважины.

Осыпи и обвалы возможны в интервале 0-477м. Мероприятиями по ликвидации этих осложнений являются: Спуск направления, кондуктора и промежуточной колонны; проработка ствола скважины в интервале обвалообразований; промывка скважины.

Нефтегазоводоносность.

В интервале 524-741м возможно проявление пластовой воды с сероводородом. В Талицкой свите в интервале 553-633м возможно проявление нефти. Также проявление нефти ожидаеться в Кузнецовской свите в интервале 1010-1025м, в Уватской свите в интервале 1097-1103м, в Викуловской свите в интервале 1143-1166м.

Нефтегазоводопроявления могут возникнуть при бурении с промывкой раствором плотностью менее 1200кг/м³.

Водоностность.

Пластовая пода в интервале 520-741м. имеет плотность 1065кг/м³ со степенью минерализации 3027мг-экв/л. В качестве источника питьевого водоснабжения непригодна.

Нефтеностность.

Нефть в талицкой свите в интервале 553-633м имеет плотность 885кг/м³ после дегазации. Содержание серы 2, 5% по весу, содержание парафина 2, 89% по весу. Свободный дебит 4, 9т/сут. Нефть в Кузнецовской свите в интервале 1010-1025м имеет плотность 881кг/м³ в пластовых условиях, 891кг/м³ после дегазации. Содержание серы 2, 79% по весу, содержание парафина 2, 2% по весу. Свободный дебит 5, 8т/сут. Нефть в интервале 1087-1103м. имеет плотность 885кг/м³ в пластовых условиях, 922кг/м³ после дегазации. Содержание серы 2, 36% по весу, содержание парафина 2, 55% по весу. Свободный дебит 11, 6т/сут. Нефть в интервале 1143-1156м имеет плотность 891кг/м³ в пластовых условиях, 960кг/м³ после дегазации. Содержание серы 2, 47% по весу, содержание парафина 3, 86% по весу. Свободный дебит 17, 2т/сут.

Распределение давления и температуры с глубиной.

Стратиграфическое подразделение	Интервал, м	Пластовое давление, МПа	Температура в конце интервала, С^о	Давление гидроразрыва, МПа
от	До
Талицкая свита			6, 4	+14	14, 6
Кузнецовская свита			10, 6	+23	25, 7
Уватская свита				+25	24, 9
Викуловская свита			8, 4	+25, 5	25, 7

Обоснование заложения, профиля, глубины ствола скважины.

Строительство скважины ведется на Каменном месторождении в районе. Местность малозаселенная со слаборазвитой инфраструктурой и отсутствием промышленных предприятий, не имеет противопоказаний для проведения данного вида работ.

Профиль скважины – наклонно-направленный

Глубина залегания продуктового пласта – 1143-1156м

Проектная свите – Викуловская.

Цель бурения – эксплуатационная скважина.

Конструкция скважины

Обоснование состава технической оснастки и ее размещения на обсадных колоннах.

Подготовка ствола скважины к спуску обсадных колонн.

От тщательности подготовки ствола к спуску обсадных колонн во много зависит успешность проводки скважины до проектной глубины и качество ее крепления. Целью подготовки ствола являются обеспечение спуска обсадной колонны до намеченной глубины и цементирование ее на заданную высоту. Техника и технология подготовительных работ выбираются в зависимости от геологических условий бурения скважины и состояния ствола.

Анализы фактических данных бурения и геофизических исследований позволяют определить интервалы проработки ствола. Перед спуском обсадной колонный колонны обязательном порядке должны быть проработаны все интервалы затяжек и посадок бурильного инструмента, интервалы сужений ствола. Наиболее тщательно необходимо проработать интервалы со значительными изменениями углов искривления и азимута. Последнее требование особенно важно при спуске колонны больших диаметров в скважины с малыми кольцевыми зазорами. В большинстве скважин на месторождениях со сложными условиями промежуточные эксплуатационные колонны спускают с малыми кольцевыми зазорами (6-13мм).

Техника и техническая подготовка ствола скважины, применяемые при бурении в различных геологически осложненных районах, мало различаются.

Предъявляются следующие общие требования и порядок подготовки ствола скважины к спуску обсадной колонны.

1. В процессе последнего рейса перед проведением полного комплекса электрометрических работ параметры промывочной жидкости приводят в соответствие с геолого-техническим нарядом. В глинистый раствор вводят нефть, графит, ПАВ и другие необходимые добавки с доведением содержания их до установленных норм для данного района.

2. На основании анализа материалов бурения скважины, данных инклинометрии и кавернометрии ствола выделяют интервалы, в которых происходят затяжки и посадки бурильного инструмента при спуско-подъемных операциях, зоны сужений и интервалы с большой интенсивностью пространственного искривления ствола, участка, где имеются каверны и желоба.

3. Прорабатывают стволы скважины в интервалах:

А) сужений со скоростью 35-40м/ч

Б) Повторяющихся затяжек и посадок бурильной колонны, а также мест посадок при спуске инструмента для проработки со скоростью 20-25м/ч до полного их прекращения.

В) Призабойной зоны (100м) вне зависимости от состояния ствола со скоростью 20-25м/ч.

4. При выборе компоновки низа бурильной колонны руководствуются следующим:

А) При наличии только сужений, посадок и затяжек (не вызываемых наличием желобов) ствол скважины прорабатывают инструментом, которым бурили.

Б) При налиции желобов искривлений ствола с интенсивностью более чем 1^о на 10м проработку ведут инструментом жесткой компоновкой низа колонны: трехшорошечное долото диаметром 203мм: УБТ длинной 8-10м; трехшарошечный расширитель того же диаметра, что и долото; УБТ длинной 20-25м; трехшарошечный расширитель; остальная часть – УБТ.

5. При проработке ствола должны соблюдаться следующие условия:

А) параметры промывочной жидкости должны соответствовать параметрам, предусмотренным геолого-техническим нарядом.

Б) режим промывки и скорость вращения ротора должна быть таким же, как при бурении.

В) подачу долота осуществлять непрерывно с нагрузкой на долото до 2-3тс, не допуская длительной работы на одном месте во избежании забуривания второго ствола.

6. При достижении забоя необходимо интенсивно промывать скважину до полной очистки промывочной жидкости, но не менее чем в течении 1, 5-2 циклов с доведением параметров глинистого раствора до величины, указанных в плане работ на спуске колонны.

7. При подготовке ствола скважины к спуску обсадной колонны проводится оценка остаточной поглощающей способности разреза ствола скважины, по результатам которой определяется необходимость проведения изоляционных работ и выбирается способ цементирования колонны. Критерием подготовленности ствола скважины к цементированию по остаточной поглощающей способности скважины при опресовке интервала пробным давлением, равным избыточному давлению столба цементного раствора на проницаемый пласт в конце цементирования:

- Коэффициент, учитывающий гидравлическое сопротивление. (принимается равным 1, 10-1, 12/20/)

Ствол скважины опрессовывают в один прием или по интервально снизу вверх при использовании колонны бурильных труб и гидромеханического пакера.

По результатам использовании рассчитывают остаточный коэффициент приемистости:

8. Шаблонирование ствола скважины. Для этого на бурильной колонне компановку их трех – четырех обсадных труб и убеждаются в том, что оона доходит до забоя без посадок. По окончанию шаблонирования скважину промывают с целью полного удаления шлама.

Подготовка обсадных колонн к спуску в скважину.

Обсадные трубы и их резьбовые соединения подготавливают к спуску в скважину централизованно на трубных базах или непосредственно на буровых. Трубы, изготовленные по ГОСТ 623-80 и предназначенные для комплектования обсадных колонн, подвергают визуальному осмотру, инструментальному обмеру и гидравлическому испытанию.

Визуальным осмотром устанавливают целостность тела труб и их резьбовых соединений, отсутствие на наружных поверхностях вмятин, трещин, раковин, расслоений, глубоких рисок и т.д. каждая труба должна иметь на наружной поверхности четкую маркировку. Трубы с неясной маркировкой при комплектовании обсадных колонн не допускаются.

Инструментальным обмером проверяют: качество резьбы труб и муфт, длину труб, их овальность, внутренние диаметры и толщину стенок.

Муфты на трубах должны быть закреплены так, чтобы торец муфты совпадал с последней риской резьбы на трубе с допуском ±1 нитка.

Длину труб от свободного конца муфты до последней нитки на противоположном конце трубы замеряют стальной рулеткой.

Стрела прогиба трубы в средней ее части не должно превышать 1/2000 длинны, а кривизна концевых участков, равных 1/3 длинны трубы, не должна превышать 1, 3мм на 1м.

Соответствие внутреннего и номинального диаметров обсадных труб проверяют с помощью двойного жесткого шаблона, наружный диаметр которого меньше номинального внутреннего диаметра для труб диаметрами 114-219мм, 245-340мм и 407-508мм соответственно 3, 4 и 5 мм. Длинна шаблона для труб указанных диаметров соответственно равна 150, 300 и 400мм. Трубы, через которые шаблон не проходит, отбраковываются.

Овальность трубы не должна превышать 0, 8 от допускаемых отклонений по наружному диаметру труб, которые составляют ±1% для труб диаметром до 219мм, ±1, 25% для труб диаметрами свыше 219мм.

Все трубы признанные годными после инструментального обмера, опрессовывают внутренним гидростатическим давлением в течении 10-15с. При опресовке обсадных труб буровыми предприятиями величину опресовочного давления определяют, исходя их максимальных ожидаемых давлений, которым будут подвергаться трубы обсадной колонны в скважине, причем опресовочные давления обычно на 10-15% выше ожидаемого давления в скважине.

При спуске в скважину обсадные колонны оснащаются всем необходимым оборудованием (башмаком, обратным клапаном, стоп-кольцом, центраторами, скребками, турбулизаторами, заколонными креплениями и т.д.) для обеспечения нормального спуска, качественного цементирования и надежной изоляции продуктивных горизонтов без обводнения и газонефтеводопроявлений.

После получения новой кавернограммы выявляются участки сужений ствола скважины и уточняют места установки на колонне центрирующих фонарей и скребков. Фонари рекомендуются размещать в тех участках интервала цементирования (прежде всего против продуктивных горизонтов), где диаметр ствола близок к номинальному. Если зенитный угол не превышает 3^о, расстояние между фонарями может составлять 20-25м; на участках же с большим зенитным углом, а так же на участках интенсивного изменения зенитного или азимутального углов фонари целесообразно ставить на каждой обсадной трубе.

Расчет расхода материалов.

Объем цементного раствора нормальной плотности в интервале открытого ствола:

Объем цементного раствора нормальной плотности в интервале предыдущей обсадной колонны:

Объем цементного раствора нормальной плотности для образования цементного стакана внутри эксплуатационной колонны:

Общий объем цементного раствора нормальной плотности необходимый для цементирования эксплуатационной колонны:

Расход цемента для приготовления 1м³ цементного раствора (при водоцементном отношении 0, 5):

Количество цемента для приготовления расчетного объема цементного раствора:

Объем воды для приготовления цементного раствора нормальной плотности:

Объем продавочной жидкости составит:

Рассчитаем максимальную допустимую высоту столба буферной жидкости в затрубном пространстве для предотвращения условий возникновения нефтегазопроявлений:

Поскольку считается, что для надежного обеспечения разделения бурового и тампонажного растворов в процессе цементирования необходимо создавать в затрубном пространстве столб буферной жидкости высотой не менее 150-200м принимаем высоту столба буферной жидкости 200м. Объем буферной жидкости составит:

Подготовка обсадных труб и элементов технологической оснастки обсадных колонн.

1. На все обсадные трубы, переводники, «репер», подгоночные патрубки, завезенные на буровую должны быть комплектовочные ведомости установленной формы с указанием сведений о проверке труб в трубном цехе БПО.

2. Проверка обсадных труб в трубном цехе БПО включает:

-визуальный осмотр на наличие видимых дефектов( трещин, вмятин, изгибов, и других дефектов);

-отворот предохранительных колец, очистка резьб, калибровка их резьбовыми калибрами и последующий наворот колец;

-замер длины обсадных труб;

-опрессовку (на давление согласно рабочего проекта).

3. Проверенные обсадные трубы комплектуются по диаметру, группам прочности, толщинам стенок и типов резьб.

4. Обсадные трубы, завозимые на буровую, должны быть уложены на приемные мостки (стеллажи). Все ранее находящиеся на мостках и стеллажах обсадные трубы должны быть удалены.

5. Обсадные трубы, завозимые трубным цехом на буровую уложить на стеллажи в порядку спуска в скважину, предусмотренном планом работ. Ответственность за подготовку в трубном цехе, доставку на буровую и укладку на стеллажи обсадных труб возлагается на начальника ПТО.

6. Буровой мастер обеспечивает прием и укладку обсадных труб, и составляет схему укладки труб по рядам.

7. Для замены возможного брака на буровую должны быть завезены резервные трубы в количестве 5% от общей длинны колонны соответствующие по типоразмеру верхней секции.

8. Все изготовленные в трубном цехе переходные трубы, подгоночные патрубки и репера должны быть проверены согласно пункту 3.2, должны завозиться с комплектовочной ведомостью и иметь отдельную маркировку, а также соответствовать типоразмеру обсадных труб в интервале их установки.

9. Буровой мастер отвечает за проверку всех элементов технологической оснастки колонны (колонные башмаки, обратные клапана, пакера и т.д) на соответствие типов резьб элементов оснастки с имеющимися переходными трубами.

9.1. Колонные башмаки проверяются визуальным осмотром, необходимо обращать внимание на отсутствие деформации, состояние присоединительной резьбы и целостность пластмассового наконечника. Применение чугунных башмаков для колонны, из которых предусмотрено дальнейшее бурение – запрещено.

9.2. В качестве обратных клапанов применять клапаны типа ЦКОД. Подготовка ЦКОДа к спуску заключается в извлечении шара, проверке его прохождения через верхнее отверстие, проверке целосности разрезных мембран и манжет и сборке его в рабочее положение. Проверить также состояние присоединительных труб. Перенарезка верхней резьбы ЦКОДа запрещена. ЦКОДы, имеющие дефекты или при не прохождении шара через отверстие к спуску в скважину не допускаются.

9.3. Элементы технологической оснастки обсадных колонн импортного производства разработке не подлежат.

9.4. Центраторы проверяются на соответствие их диаметру обсадных труб и диаметру скважины, а также проверяется возможность установки и фиксации их непосредственно на трубе.

10. Требования к допускным трубам.

10.1. Допускная труба выбирается с толщиной стенки не менее толщины стенки верхней трубы колонны, с резьбой, соответствующей резьбе верхней трубе. Длина допускной трубы выбирается из расчета нахождения муфты трубы при цементировании на 0, 5-0, 75м выше стола ротора.

10.2. Допустимое кол-во повторных использований допускной трубы на других скважинах:

-для направления - не ограничено (в зависимости от состояния резьбы);

-для кондуктора и технической колонны – не более 3-х;

-для эксплуатационных колонн – не допускается.

10.3. На допускной трубе должна быть соответствующая надпись краской.

11. Все переходные и допускная трубы укладываются на стеллажах отдельно от остальных труб. На каждой переходной трубе должен быть указан краской тип резьбы.

12. Все заколонные пакера и устройство ступенчатого цементирования проверяются инженером технологической службы на БПО перед отправкой на скважину согласно инструкции по их эксплуатации.

Подготовка оборудования, инструмента и рабочих мест к креплению скважин.

1. Перед спуском направления и кондуктора:

1.1. Требования по подготовке оборудования и рабочих мест аналогичны требованиям на подготовительных работы перед началом бурения очередной скважины.

1.2. Проверить состояние 2-х элеваторов.

1.3. Проверить состояние промывочного переводника.

1.4. Проверить состояние цементировочной головки.

1.5. Приготовить сменные челюсти машинных ключей под диаметр труб.

1.6. Необходимо установить дополнительное освещение стеллажей (приемных мостков), буровой и ЦСГО (выход раствора из скважины).

1.7. Проверить состоянии ПКРО (в случае его применения).

Кроме этого проверить состояние вышки, бурового механического и энергетического оборудования и КИП. Проверка производится перед вскрытием продуктивного горизонта непосредственно на буровой, комиссией, в состав которой входят: буровой мастер, механик и энергетик участка бурения, представитель ВМЦ. При необходимости в состав комиссии могут привлекаться представители других служб. Выявленные замечания должны быть устранены. По результатам проверки должен быть составлен акт установленной формы. В случае, если после проверки оборудования до начала спуска колонны прошло более 5 суток, а так же в случае возникновения серьезных неисправностей оборудования, перед спуском колонны необходимо повторно проверить состояние оборудования с составлением акта.

Подготовка скважины к спуску обсадных колонн.

1. Перед спуском направления: ствол скважины необходимо прошаблонировать компоновкой, применяемой при бурении путем замедленного спуска-подъема каждой свечи. Места посадок и затяжек шаблонировать до свободного движения бурильной колонны. При необходимости проработать ствол скважины. Провести промывку скважины буровым насосом в течении 1.5 цикла.

2. Перед спуском кондуктора: при наличии сальников на элементах КНБК провести повторное шаблонирование сважины той же КНБК с промывкой над забоем 1.5-2 цикла и обработкой бурового раствора.

3. Перед спуском эксплуатационной колонны: после завершения окончательного каротажа прошаблонировать ствол скважины компоновкой, применявшейся при последнем долблении с включением наддолотного калибратора. Допускается использовать долото б/у в рабочем состоянии. Шаблонирование производить путем замедленного спуска, места посадок и затяжек проходить с неоднократным расхаживанием инструмента до нормализации движения КНБК. При необходимости места затяжек и посадок проработать. Произвести визуальную проверку элементов технологической оснастки обсадной колонны, особое внимание обращать на состояние резьбовых соединений. Произвести призабойную промывку скважины в течении не менее 1.5 цикла. При необходимости произвести химобработку бурового раствора до приведения его параметров в соответствие проекту. Произвести контрольный анализ бурового раствора с замером всех параметров в объеме имеющихся на буровой лабораторных средств. В обязательном порядке замерить следующие параметры: удельный вес, условную вязкость ( на выходе и на входе), фильтрацию, толщину, липкость корки, СНС. Результаты анализа оформить актом. На забой скважины закачать вязкую пачку бурового раствора объемом 5-6м3. Произвести подъем бурильной колонны с выбросом бурильных труб на приемные стеллажи. Подъем производить с постоянным доливом.

Спуск обсадной колонны.

1. Замер длины обсадных труб производить в процессе спуска по рядам укладки стальной рулеткой и составление ведомости спущенной колонны.

2. Не допускать сбрасывание обсадных труб со стеллажей, ударов кувалдой по муфтам и телу трубы.

3. Затаскивание обсадных труб на наклонную часть (козырек) производить с помощью вспомогательной лебедки с применением соответствующего стропа.

4. Все обсадные трубы при затаскивании в буровую проверяются внутренним шаблоном.

Требования к шаблонам:

- должны иметь достаточную массу, а так же должны обладать достаточной жесткостью для свободного прохождения внутри трубы при наличии мелких препятствий (снега, стружки, окалины и т.п.);

- должны иметь сквозное отверстие вдоль оси диаметром не менее 50 мм;

- должны иметь 2 шаблонирующих элемента на торцах в виде круга;

5. В качестве смазки резьбовых соединений обсадных труб типа ОТТМ или БТС рекомендуются смазки типа P-402, P-406, «РУСМА-4». Для резьб треугольного профиля рекомендуется фторопластовый уплотнительный материал, который должен наматываться на резьбу с перекрытием каждого витка не менее ¼ ширины ленты.

6. Для всех обсадных колонн, ниже который предлагается дальнейшее бурение, необходимо производить обваривание всех рабочих резьбовых соединений первых 5 труб электросваркой прерывистым швом. Для труб из легированных сталей обваривание труб не допустимо. В этом случае необходимо в качестве смазки для нижних 10 труб применять уплотнительный герметизирующий состав.

7. Спуск обсадных труб диаметром до 245мм производиться на клиновом захвате ПКРО. Нижние 15-20 труб необходимо спускать на 2 элеваторах.

8. Компоновка обсадных колонн:

8.1. Компоновка направления:

- башмак колонны типа БК. При отсутствии указанного башмака допускается установка на низ первой трубы предохранительного кольца с внутренней конусной выточкой;

- обсадные трубы;

- промывочный переводник.

Направление после спуска разгружается на ротор, на элеваторы с обязательной установкой металлических прокладок толщиной 50-100 мм под элеватор с обеих сторон.

8.2. Компоновка кондуктора:

- башмак колонны типа БКП;

- обсадная труба;

- обратный клапан типа ЦКОД (без шара);

- обсадные трубы;

- центраторы типа ЦЦ2-245/295;

- допускная труба.

Оборудование устья после спуска кондуктора проводиться в соответствии с утвержденной буровым предприятием схемой.

8.3. Компоновка эксплуатационной колонны:

- башмак колонны типа БКП, соответствующий диаметру колонны;

- обсадная труба;

- обратный клапан типа ЦКОД;

- элементы технологической оснастки колонны – согласно плану работ;

- другие элементы технологической оснастки колонны по указанию технологической службы;

- допускная труба.

Заколонные пакера типа ПГПМ 146/127 устанавливаются в перемычке м/у нефте- и водоносными пропластками. В случае установки заколонных пакеров предусмотреть установку реперного патрубка на расстоянии 20-30 метров выше верхнего пакера. Длина репера 4-5м.

При наличии поглощающих горизонтов или при наличии горизонтов с низким давлением гидроразрыва предусмотреть установку устройства ступенчатого цементирования в плотном пропластке, на 50-70 м выше кровли поглощающего горизонта: центраторы типа ЦЦ установить согласно программы на цементирование колонны, при этом необходимо установить по одному центратору на каждую трубу от башмака до полного перекрытия продуктивного горизонта, а также в интервале залегания водоносного горизонта.

9. При спуске обсадной колонны постоянно следить за самозаполнением обсадных труб и вытеснением бурового раствора. Глубина опорожнения колонны определяется косвенным путем по нагрузке на крюке (показания ГИВ), а также по времени падения в колонну затвердевших кусков глины. Средняя скорость падения после 2-й секунды равна 15-17 м/с. Допустимая глубина опорожнения колонны: кондуктор (техколонна) - 150 м (5, 5 с), эксплуатационная колонна - 250 м (7.5с). При необходимости произвести долив колонны через шланг или квадрат(с выходом воздуха из колонны).

10. В случае прекращения вытеснения раствора из скважины необходимо долить обсадные трубы и затрубное пространство и продолжить спуск. Если вытеснение не восстановится, необходимо восстановить циркуляцию, начиная с минимальной производительности (одним клапаном). Перед началом промывки долить колонну.

11. В случае возникновения перелива раствора из колонны при спуске, не дающего возможности продолжения спуска, бросить в колонну шар от ЦКОДа (при цементировании без ПГПМ) и провести вызов циркуляции и промывку до захода шара в ЦКОД. Дальнейший спуск колонны проводить с доливом.

12. При спуске эксплуатационной колонны с пакером ПГПМ произвести привязку точной глубины установки пакера геофизическими методами. После спуска эксплуатационной колонны произвести допуск с одновременной промывкой.

13. Скважину промыть не менее 2-х циклов до выравнивания параметров бурового раствора по всему циклу. При необходимости произвести химобработку бурового раствора. Перед промывкой произвести заполнение колонны раствором с выходом воздуха. Вызов циркуляции начинать с минимальной производительности (одним клапаном), постепенно увеличивая производительность до максимальной.

14. Ответственные за спуск обсадных колонн от бурового предприятия указываются в планах работ на обсадных колонн.

Список литературы.

Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин. Учебное пособие для вузов – М. ООО «Недра - Бизнесцентр» 2000.
Соловьев Е.М. Задачник по заканчиванию скважин М. Недра 1989.
Проект на строительство скважин на Каменном месторождении. ООО “КогалымНИПИнефть” 2008г.
Измаилов Л.Б. Булатов А.И. Крепление нефтяних и газовых скважин М. Недра, 1976г.
Середа Н.Г. Соловьев Е.М. «Бурение нефтяных и газовых скважин» М. Недра 1974г.