|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
|
|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
без выхода тампонажного р-ра на устье ⇐ ПредыдущаяСтр 4 из 4
РСТ = 2, 5 МПа;
РЦГ = 7, 34 + 2, 5+19, 2 = 29, 04 МПа. Точка 1® устье скважины РВИ = РВ – РН; РН = 0; РВ = РЦГ; РВИ = РЦГ; РВИ = 29, 04 МПа. Точка 2® уровень ТС за колонной РВИ = РВ – РН; РВ=РЦ+10-6·g·Н1·ρ ПЖ; (47) РН=10-6·g·Н1·ρ БР; (48) РВ =29, 04+10-6·9, 81·450·1060 = 33, 7 МПа; РН = 10-6·9, 81·450·1100 = 4, 8 МПа; РВИ = 33, 7 – 4, 8 = 28, 9 МПа. Точка 3® забой скважины РВИ = РВ – РН; РВ = РЦГ +10-6·g·Н·ρ ПЖ; РН =10-6·g·(Н1·ρ БР + (Н-Н1)·ρ ТС); (49) РВ = 29, 04+10-6·9, 81·2650·1060 = 56, 6 МПа; РН =10-6·9, 81·(450·1100+(2650-450)·1830) = 44, 3 МПа; РВИ = 56, 6 – 44, 3 = 12, 3 МПа. Рассмотрим второй случайвысоких внутренних давлений, характерных для опрессовки скважины. В соответствии с «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности» величина давления опрессовки РОП должна составлять: РОП = 1, 1 РУ, (50) где РУ – максимальное ожидаемое давление на устье. Для добывающих скважин максимальное давление на устье возникает в начальный момент эксплуатации при закрытом устье. Для нефтяных скважин это давление составит: РУ = РПЛ – 10-6g·L·ρ Н, (51) где: РПЛ – пластовое давление в МПа; L – глубина измерения пластового давления, м; ρ Н – плотность нефти, кг/м3. В любом случае, давление опрессовки РОП не должно быть ниже минимальных РОПМИН, то есть РОП ≥ РОПМИН, которые в инструкции по расчёту обсадных колонн даны в виде таблицы (для колонны диаметром 168, 3 мм РОПМИН = 11, 5 МПа) РУ = 25, 7 – 10-6·9, 81·2570·831 = 4, 7 МПа, поэтому принимаем РОП = 11, 5 МПа. Точка 1® устье скважины
РВИ = РВ – РН; РН = 0; РВ = РОП; РВИ = РОП; РВИ = 11, 5 МПа. Точка 2® уровень ТК за колонной РВИ = РВ – РН;
РВ =11, 5+10-6·9, 81·450·1060 = 16, 2 МПа; РН = 10-6 ·g·Н1·ρ БР; Схема 5. – опрессовка колонны РН = 10-6·9, 81·450·1100 = 4, 8 МПа; РВИ = 16, 2 – 4, 8 = 11, 4 МПа. Точка 3® башмак кондуктора РВИ = РВ – РН; РВ = РОП +10-6·g·Н2·ρ ПЖ; РН = 10-6·g·(Н1·ρ БР + (Н2-Н1)·ρ ПЛВ); РВ = 11, 5+10-6·9, 81·600·1060 = 17, 7 МПа; РН =10-6·9, 81·(450·1100 + (600-450)·1010) = 6, 3 МПа. РВИ =17, 7 – 6, 3 = 11, 4 МПа. Точка 4® забой скважины РВИ = РВ – РН; РВ = РОП +10-6·g·Н·ρ ПЖ; РН=10-6·g·(Н1·ρ Б+(Н2-Н1)·ρ ПЛВ+(Н-Н2)·ρ ЦК·(1-К)); (52) РВ = 11, 5+10-6·9, 81·2650·1060 = 39 МПа; РН=10-6·9, 81·(450·1100+(600-450)·1010+(2650-600)·1830·(1-0, 25)) = 33, 9 МПа. РВИ = 39 – 33, 9 = 5, 1 МПа. Данные расчётов сведены и представлены в табл. 6.2 Таблица 6.2 Внутренние избыточные давления.
Максимальное внутренние избыточное давление наблюдается в период посадки разделительной пробки.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29
Н, м
На графике давлений красным цветом показано избыточное максимальное внутреннее давление, синим - избыточное максимальное наружное давление. Рисунок 6.1-Эпюры максимальных внутренних и наружных избыточных давлений
6.2 Конструирование обсадной колонны по длине Из этих графиков видно, что наружные избыточные давления достигают максимума на забое скважины. Уровень наружных избыточных давлений, больше внутренних, к тому же, прочность на внутреннее давления выше прочности на смятие (наружные избыточные давления), поэтому, за начало расчета принимаем наружное избыточное давление и расчёт параметров ОК начинается снизу ОК. Расчёт начинают с определения параметров нижней (1-ой секции). Для труб с резьбами трапециидального профиля и нормальным диаметром муфт (ОТТМ, ОТТГ, ТБО и импортных труб с резьбой “Батресс”, “Экстрем лайн” и др.) при интенсивности искривления скважин до 50 на 10 м для труб диаметром до 168 мм и до 30 на 10 м для труб диаметром выше 168 мм расчёт на страгивающие нагрузки проводят также как для вертикальных скважин без учёта изгиба. 1-ая Секция 1) Определяется требуемая прочность трубы на смятие для 1-ой секции Р1см, которая удовлетворяет условию: Р1≥ nСМ Р1НИ (53) где: Р1НИ - величина наружного избыточного давления в начале 1-ой секции (назабое); nСМ - коэффициент запаса на смятие внешним избыточным давлением (1, 0 - 1, 3), выбираем nСМ =1, 2, т.к. коллектор неустойчивый; Р1СМ ≥ 23, 8∙ 1, 2=28, 56 2) Находим толщину стенки δ 1, которая обеспечивает найденную прочность на смятие или на критические давления (по таблице в Инструкции по расчёту обсадных колонн). 3) Так как по мере удаления от забоя Р1НИ снижается, то на какой-то глубине могут быть установлены трубы с меньшей толщиной стенки. δ 1=10, 6 мм. исполнения А группы прочности Д. (см. таблица 9.5, Калинин). Находим значение Р2НИ, которое обеспечивает прочность трубы со следующей меньшей толщиной стенки δ 2=8, 9 мм из условия: Р2НИ = Р2СМ / nСМ (54) где: Р2СМ - прочность труб на смятие для следующей за δ 1 толщины δ 2 < δ 1. Р2СМ =26, 9 МПа (см. табл. 9.5 Калинин) Р2НИ =26, 9/1, 2=22, 4 МПа 4) По обобщённому графику наружных избыточных давлений находим глубину L1, на которой действует Р2НИ (предварительная глубина установки 1-ой секции). L1=2130 м., так как глубина установки первой секции выше кровли продуктивного пласта более 50 метров, то принимаем L1=2520 м., с учётом кривизны профиля 2650 м. 5) Определяется длина 1-ой секции l1 l1 = L-L1, (55) где L - глубина скважины. l1 =2790-2650=140 м. 6) Рассчитывается вес 1-ой секции G1 G1 = 11 • q1 (56) где q1 - вес 1 м. труб 1-ой секции с толщиной стенки δ 1 (находится в таблице основных характеристик выбранных обсадных труб). q1=0, 413 кН. G1 =140∙ 0, 413= 57, 82 кН. 7) Определяются фактические коэффициенты запаса прочности для 2-ой секции на глубине *L1 при длине 1-ой секции *l1 на внутреннее давление: nР= Р2Р / Р2ВИ (57) где: Р2Р - прочность труб 2-ой секции на внутреннее давление с толщиной стенки δ 2 =8, 9 мм, Р2Р=35, 1 МПа. (см. табл. 9.8 Калинин) Р2ВИ - внутреннее избыточное давление на глубине *L1 (определяется пообобщённому графику избыточных внутренних давлений). Р2ВИ=13, 1 МПа nР =35, 1/12, 6=2, 8 на страгивание в резьбовом соединении: nСТР= Q2СТР / *G1 (58) где Q2СТР - прочность на страгивающие нагрузки для труб 2-ой секции с толщиной стенки δ 2=8, 9 мм, Q2СТР=1078 кН (см. табл. 9.9 Калинин) *G1 - растягивающая нагрузка на 2 -ую секцию, равная откорректированному весу 1-ой секции. nСТР =1078/57, 82=18, 64 Рассчитанные коэффициенты должны быть больше допустимых коэффициентов запаса прочности. Для диаметров труб от 114 до 168 ммnp=1, 15, nСТР =1, 15. 8) При соблюдении условий прочности для второй секции параметры 1-ой секции принимаются окончательно глубина установки *L1=2650 м интервал установки L - *L1=2650-2790 м вес секции *G1=57, 82 кН. 2-ая Секция 1) Группа прочности материала труб для 2-ой секции принимается такой же, как для 1-ой. Коэффициент запаса на сминающие нагрузки nСМ = 1. 2) Толщина стенок труб для 2-ой секции принята равной δ 2=8, 9 мм при определении параметров 1-ой секции. Трубы с толщиной стенки δ 2могут быть установлены до глубины, на которой действующее наружное избыточное давление обеспечат трубы со следующей меньшей толщиной стенки δ 3 < δ 2. 3) Находится значение наружного избыточного давления Р2НИ из условия: Р3НИ = Р3СМ /nСМ где Р3СМ - прочность труб на смятие для толщины труб δ 2=8, 0 мм, Р3СМ =22, 1 мм., (см. табл. 9.5 Калинин) Р3НИ =22, 1/1=22, 1 МПа. 4) На графике наружных избыточных давлений находим глубину L2, на которой действует Р3НИ (предварительная глубина установки 2-ой секции). L2=2110 м., с учётом кривизны профиля 2230 м. 5) Определяется предварительная длина 2-ой секции l2 l2 =*L1-L2 где: *L1 - откорректированная глубина установки 1-ой секции. l2 =2650-2230=420 м 6) Рассчитывается предварительный вес 2-ой секции G2 G2 = l2 q2 где q2 - вес 1 м труб с толщиной стенки δ 2, q2=0, 353 кН G2 =420*0, 353=148, 26 кН 7) Корректируется прочность на смятие труб 3-ей секции с толщиной стенок δ 3 в условиях двухосного нагружения *Р3СМ = Р3СМ (1-0, 3 Σ G2 / Q3Т ), где: *Р3СМ - прочность на смятие труб 3-ей секции при двухосном нагружении; Р3СМ - прочность на смятие труб 3-ей секции при радиальном нагружении Σ G2 - нагрузка растяжения на 3-ю секцию, равная сумме откорректированного веса 1-ой секции *G1 и предварительного веса 2-ой секции; Q3Т - нагрузка растяжения на пределе текучести для труб 3-ей секции, Q3Т=1510 кН (см. табл. 9.7. Калинин). *Р3СМ =22, 1*(1-0, 3*206, 08/1510)=21, 2 МПа 8) Находится новое (откорректированное) значение наружного избыточного давления *Р3НИ, которое обеспечится прочностью труб с толщиной стенки δ 3, нос учетом двухосного нагружения из условия: *Р3НИ = *Р3СМ / nСМ *Р3НИ =21, 2/1=21, 2 MПа 9) На обобщенном графике наружных избыточных давлений находится новая (откорректированная) глубина установки 2-ой секции *L2, на которой действует *Р3НИ . *L2=1880 м. с учётом кривизны 2004 м. 10) Определяется откорректированная длина 2-ой секции. *12 = *L1 - *L2 (67) где *L1 - откорректированная глубина установки 1-ой секции *12 =2650-2004 =646 м. 11) Рассчитывается откорректированный вес 2-ой секции *G2 *G2 = *l2 • q2 (59) *G2 =646 * 0, 353=228, 04 кН. и откорректированная сумма весов 2-х секций Σ G2: Σ G2= *G1 + *G2 (60) Σ G2=57, 82+228, 04 =285, 86 кН 12) Определяются фактические коэффициенты запаса прочности для 3-ой секции на глубине *L2 при откорректированных параметрах 2-х секций на внутреннее давление: nР = Р3Р / Р3ВИ где: Р3Р - прочность труб 2-ой секции на внутреннее давление с толщиной стенки δ 3=8, 0 мм., Р3Р=31, 6 МПа (см. табл. 9.8 Калинин); Р3ВИ - внутреннее избыточное давление на глубине *L2 (определяется пообобщённому графику избыточных внутренних давлений). nР = 31, 6/17, 3=1, 83 на страгивание в резьбовом соединении: nСТР = Q3СТР / Σ *G2 где Q3СТР - прочность на страгивающие нагрузки для труб 2-ой секции с толщиной стенок δ 3=8, 0 мм., Q3СТР=931 кН (см. табл. 9.9 Калинин); Σ *G2 - растягивающая нагрузка на 3 -ую секцию от откорректированного веса 2-х секций. nСТР=931/285, 86=3, 26 Рассчитанные коэффициенты больше допустимых коэффициентов запаса прочности. 13) При соблюдении условий прочности для третьей секции, откорректированные параметры 2-ой секции принимаются за окончательные: группа прочности " Д" вес секции *G2=228, 04 кН суммарный вес 2-х секций Σ *G2=285, 86 кН 3-я Секция 1) Группа прочности материала труб для 3-ой секции принимается такой же, как для 2-ой. 2) Толщина стенок труб для 3-ой секции принята равной δ 3 при определении параметров 2-ой секции. Трубы с толщиной стенки δ 3=8, 0 мммогут быть установлены до глубины, на которой действующее наружное избыточное давление обеспечат трубы со следующей меньшей толщиной стенки δ 4 < δ 3. δ 4=7, 3 мм 3) Находится значение наружного избыточного давления Р4НИ из условия Р4НИ = Р4СМ /nСМ где Р2СМ - прочность труб на смятие для толщины труб δ 4=7, 3 мм; Р4НИ =18, 3 МПа (см. табл. 9.5 Калинин); Р4НИ =18, 3/1=18, 3 МПа. 4) На графике наружных избыточных давлений находим глубину L3, на которой действует Р4НИ (предварительная глубина установки 3-ой секции). L3=920 м., с учётом кривизны профиля профиля 981 м. 5) Определяется предварительная длина 3-ой секции l3 l3 =*L2-L3 где: *L2 - откорректированная глубина установки 2-ой секции. l3 =2004-981=1023 м 6) Рассчитывается предварительный вес 3-ой секции G3 G3 = l3 q3 где q3 - вес 1 м труб с толщиной стенки δ 3, q3=0, 293 кН G3 =1023*0, 293=300 кН 7) Корректируется прочность на смятие труб 4-ей секции с толщиной стенок δ 4 в условиях двухосного нагружения *Р4СМ = Р4СМ (1-0, 3 Σ G3 / Q4Т ), где: *Р4СМ - прочность на смятие труб 4-ей секции при двухосном нагружении; Р4СМ - прочность на смятие труб 4-ей секции при радиальном нагружении Σ G3 - нагрузка растяжения на 3-ю секцию, равная сумме откорректированного веса 2-ой секции *G2 и предварительного веса 3-ой секции; Q4Т - нагрузка растяжения на пределе текучести для труб 3-ей секциис толщиной стенок δ 3=7, 3 мм., Q4Т=1392 кН (см. табл. 9.7. Калинин); *Р4СМ =18, 3(1-0, 3*585, 86/1392)=15, 99 МПа 8) Находится новое (откорректированное) значение наружного избыточного давления *Р4НИ, которое обеспечится прочностью труб с толщиной стенки δ 4, нос учетом двухосного нагружения из условия: *Р4НИ = *Р4СМ / nСМ *Р4НИ =15, 99/1=15, 99 MПа 9) На обобщенном графике наружных избыточных давлений находится новая (откорректированная) глубина установки 3-ой секции *L3, на которой действует *Р4НИ . *L3=850 м., с учётом кривизны профиля 906 м. 10) Определяется откорректированная длина 3-ой секции. *13 = *L2 - *L3 где *L2 - откорректированная глубина установки 2-ой секции *13 =2004-906 =1098м. 11) Рассчитывается откорректированный вес 3-ой секции *G3 *G3 = *l3 • q3 *G3 =1098 * 0, 293=321, 7 кН. и откорректированная сумма весов 3-х секций Σ G3: Σ G3= *∑ G2 + *G3 Σ G3=285, 86+321, 7=607, 56 кН 12) Определяются фактические коэффициенты запаса прочности для 4-ой секции на глубине *L3 при откорректированных параметрах 3-х секций на внутреннее давление: nР = Р4Р / Р4ВИ где: Р4Р - прочность труб 4-ой секции на внутреннее давление с толщиной стенки δ 4, Р4Р =28, 8 (см. табл. 9.8 Калинин) Р4ВИ - внутреннее избыточное давление на глубине *L3 (определяется пообобщённому графику избыточных внутренних давлений). nР = 28, 8/25, 7=1, 16 на страгивание в резьбовом соединении: nСТР = Q4СТР / Σ *G3 где Q4СТР - прочность на страгивающие нагрузки для труб 3-ой секции с толщиной стенок δ 3=7, 3 мм., Q3СТР=843 кН (см. табл. 9.9 Калинин); Σ *G3 - растягивающая нагрузка на 4-ую секцию от откорректированного веса 3-х секций. nСТР=843/607, 56=1, 39 Рассчитанные коэффициенты больше допустимых коэффициентов запаса прочности. 13)При соблюдении условий прочности для четвертой секции, откорректированные параметры 3-ой секции принимаются за окончательные: группа прочности " Д" вес секции *G3=321, 7 кН суммарный вес 3-х секций Σ *G3=607, 56 кН 4-я Секция 1) Группа прочности материала труб для 4-ой секции принимается такой же, как для 3-ей. 2) Толщина стенок труб для 4-ой секции принята равной δ 3 при определении параметров 3-ей секции. Определяем длину 4-ой секции l4 L4=L3-L4, где: L3 - глубина установки 3-ей секции. L4=906-0=906 м. Определяем вес 4–ой секции: G4 = l4× q4 =906*0, 293=265, 46 кН Вес колонны: GК =873, 02 кН Находим коэффициенты запаса прочности для труб 4-ей секции: nР =28, 8/19, 1=1, 5> 1, 15 nСТР = 843/873, 02=0, 97< 1, 15 Коэффициент запаса прочности на страгивание больше расчётного. Поэтому дальнейший расчет ведется по этому виду нагрузок. Для последующих секций толщина стенок увеличивается. По условию прочности на растяжение длина очередной 4-ой секции определяется из следующего условия: QiСТР / nСТР = Σ G + Gi, где: QiСТР - табличное значение прочности на страгивающие нагрузки в резьбовомсоединении для искомой секции; Σ G - суммарный вес предыдущих секций; Gi - вес искомой секции, который может быть выражен: Gi= liqi где: 1i - длина искомой секции; qi - вес 1 м искомой секции. Нагрузка растяжения на пределе текучести гладкого тела трубы уменьшится и должна быть рассчитана по формуле: QSТ =[1- λ 1* (α 0 – 0, 5)] *QТ, где: QSТ – нагрузка растяжения на пределе текучести гладкого тела трубы искривлённой обсадной колонны; QТ – нагрузка растяжения на пределе текучести гладкого тела трубы вертикальной обсадной колонны λ 1 – коэффициент, учитывающий влияние формы тела трубы и её прочностные характеристики (λ 1 = 0, 041 для труб группы прочности «Д» определяется из таблицы), α 0 - интенсивность искривления труб, равная: α 0 = 573 / R, где R – проектный радиус искривления в метрах. Проектируем трубы с толщиной стенки δ 4 = 8, 9 мм исполнения А, группы прочности " Д". Тогда: 14 = (Q4СТР / nСТР - Σ G) / q4 = (1078/1, 15 - 607, 56)/0, 293 = 1125 м, так как рассчитанная длина 4 – ой секции намного превышает расстояние от глубины установки 3 – ей секции до устья, поэтому принимаем длину 4 – ой секции 14 = 906 м. Глубина установки 5 – ой секции: L4 = *L3 – 14= 906 – 906 = 0 м Рассчитываем предварительный вес 5-ой секции G5 G4 = l4 *q4, где q4 - вес 1 м труб с толщиной стенки δ 4 (значение из таблицы сортамента выбранных обсадных труб), q4 = 0, 353 кН G4 =906*0, 353 =319, 8 кН. Σ G4=927, 36 кН. Q5SТ =[1- λ 1* (α 0 – 0, 5)] *Q5Т Q5SТ – нагрузка растяжения на пределе текучести гладкого тела трубы искривлённой обсадной колонны; Q5Т - нагрузка растяжения на пределе текучести для труб 5-ой секции, Q5Т = 1980 кН, (см. табл. 9.7 Калинин); α 0 = 573 / R = 573/573 = 1; Q5SТ = (1 – 0, 041*0, 5)*1980 = 1939, 41 кН; Определяем фактический коэффициент запаса прочности на растяжение по телу трубы: nраст= Q5SТ/ Σ G4; nраст=1939, 41/927, 36=2, 09> 1, 15 Определяем фактические коэффициенты запаса прочности для 5-ой секции на глубине L4 при откорректированных параметрах 4-х секций на внутреннее давление: nР = Р5Р / Р5ВИ, где: Р5Р - прочность труб 5-ой секции на внутреннее давление с толщиной стенки δ 5 = 10, 6 мм, Р5Р = 41, 9 МПа (см. табл. 9.8 Калинин);
Р5ВИ - внутреннее избыточное давление на глубине L4 (определяется по обобщённому графику избыточных внутренних давлений), Р5ВИ = 29, 04 МПа nР =41, 9/29, 04 = 1, 44> 1, 15 на страгивание в резьбовом соединении: nСТР = Q5СТР / Σ *G5, где Q5СТР - прочность на страгивающие нагрузки для труб 5-ой секции с толщиной стенок δ 5 = 10, 6 мм, Q5СТР = 1294 кН Σ G5-растягивающая нагрузка на 6 -ую секцию от откорректированного веса 5–ти секций. nСТР =1294/927, 36 = 1, 39> 1, 15 Рассчитанные коэффициенты больше допустимых коэффициентов запаса прочности.
Откорректированные параметры 4-ой секции принимаются за окончательные: группа прочности " Д" вес секции G4 = 319, 8 кН суммарный вес 4 – х секций Σ G4 = 927, 36 кН
Данные о параметрах секций обсадной колонны приведены в таблице 6.3
Таблица 6.3 Данные о параметрах секций обсадной колонны
6.3 Выбор режима спуска обсадных колонн Спуск эксплуатационной колонны один из важных и трудоёмких процессов в строительстве скважин. Для благополучного спуска колонны необходимо провести ряд подготовительных работ таких как: подготовка колонны, ствола скважины и бурового оборудования.
6.3.1 Обсадные трубы Обсадные трубы, поставленные на буровую, должны иметь комплектовочную ведомость, сертификаты или их копии на завезенные трубы, а также сведения о проверке и подготовке труб (опрессовке, дефектоскопии). Соответствие внутреннего диаметра трубы номинальному проводится пропуском через трубу жесткого цилиндрического шаблона Диаметр шаблона должен быть меньше номинального на следующие величины: - для труб 114-219 мм на 3 мм; На трубах, отбракованных при шаблонировании, устойчивой светлой краской делается надпись " брак", трубы складируются в стороне буровой на отдельный стеллаж. Необходимо проверять у всех труб группу прочности, толщину стенки, диаметр муфт, тип и состояние резьбы, давление опрессовки на поверхности в соответствии с ведомостью. Замерять трубы необходимо рулеткой, укладывать на стеллажи (предохраняя от ударов) маркировкой вверх в последовательности, предусмотренной планом работ, муфтовые концы должны располагаться на одной прямой и быть обращены в сторону буровой. 6.3.2 Подготовка ствола скважины Запрещается проводить подготовку ствола скважины к спуску обсадной колонны при наличии нефтепроявлений или поглощений бурового раствора до их ликвидации. После окончания бурения скважины до проектного забоя и проведения электрометрических работ ствол скважины необходимо прошаблонировать КНБК, применявшейся при последнем долблении. Спуск КНБК необходимо осуществлять с той же скоростью, которая была при последних СПО, не допуская посадок более 3-5 тс. Проработку следует производить до полной ликвидации посадок при спуске КНБК без промывок, при скорости не более чем 20-25 м/ч. Спуск КНБК до и между интервалами проработок необходимо осуществлять с промежуточными промывками. Первая промывка производится перед выходом в открытый ствол.
6.3.3 Подготовка бурового оборудования 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.
6.3.4 Технологический режим спуска колонн Технологический режим спуска обсадных колонн зависит от геологических, технических, технологических условий проводки скважины и её конструкции. Спуск обсадной колонны начинается только после проведения полного комплекса подготовительных операций. Обсадные трубы должны быть заблаговременно уложены на стеллажи в порядке спуска их в скважину, осмотрены и пронумерованы, ослаблен натяг колец. Длина каждой трубы, спущенной в скважину, заносится в общую меру обсадной колонны. При затаскивании обсадных труб на буровую производится шаблонирование внутреннего диаметра труб стандартными шаблонами согласно ГОСТ 632-80. Под понятием “технологическая оснастка обсадных колонн” подразумевается определённый набор устройств, которыми оснащают обсадную колонну, чтобы создать условия для повышения качества процессов её спуска и цементирования в соответствии с принятыми способами крепления скважин. 6.3.5 Оснастка эксплуатационной колонны 1. Разделительные пробки. Разделительные пробки предназначены для предотвращения смешивания тампонажного раствора с буровым раствором и продавочной жидкостью при цементировании, а так же получения сигнала о посадки пробки на стоп-кольцо. Выбираем пробку типа ПЦН-168 (см. табл. 5.9 Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Просёлков Ю.М), с максимально допустимым перепадом давлением в 6 МПа. 2. Обратные клапаны. Обратные клапаны дроссельные типа ЦКОД предназначены для непрерывного самозаполнения буровым раствором обсадной колонны при спуске её в скважину, для предотвращения обратного движения тампонажного раствора из заколонного пространства и для упора разделительной цементировочной пробки. Выбираем ЦОРД-168-1-ОТТМ (см. табл. 5.11 Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Просёлков Ю.М), с максимальным рабочим давлением 15 МПа. и максимально допустимой температурой 2000 С. 3. Башмаки колонные. Башмаки колонные предназначены для оборудования низа обсадных колонн с целью направления их по стволу скважины и защиты от повреждений при спуске в процессе крепления нефтяных и газовых скважин с температурой на забое до 2500 С. Выбираем башмак типа БКМ диаметром 168 мм (см. табл. 5.13 Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Просёлков Ю.М). 4. Центраторы. Центраторы облегчают процесс спуска обсадной колонны вследствие снижения сил трения между трубами и стенками скважины, увеличивают степень вытеснения бурового раствора тампонажным при цементировании обсадной колонны в результате образования локальных завихрений восходящего потока жидкостей на участках размещения центраторов. Выбираем центраторы ЦЦ-168/216 – 245-1, максимальная радиальная нагрузка на них составляет 7850 Н (см. табл. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Просёлков Ю.М). Центраторы (40 шт) устанавливаются: - над башмаком обсадной колонны – 1 шт; - в интервале 2620-2720 м (продуктивный горизонт +150 м выше), через 10 м – 20 шт; - у башмака кондуктора и выше его на 50 м, через 10 м – 6 шт; - в приустьевой части 3 шт; - в остальных интервалах – 10 шт. 5. Цементировочные головки. Цементировочные головки относятся к оснастке обсадных колонн и предназначены для создания герметичного соединения обсадной колонны с нагнетательными линиями цементировочных агрегатов. Для эксплуатационной колонны диаметром 168 мм., (см. табл. 5.7 Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Просёлков Ю.М), выбираем цементировочная головка типа ГУЦ 140-168 с рабочим давлением 40 МПа. Цементирование скважины 7.1 Выбор способа цементирования обсадных колонн Выбираем одноступенчатый способ цементирования как наиболее оптимальный для данных геологических условий. Необходимым условием для его применения является исключение гидроразрыва горных пород при доставке цементного раствора в затрубное пространство. Давление при цементировании достигает максимального значения в конце продавки цементного раствора. Давление на горные породы будет складываться из давления столбом жидкости за колонной и давления, необходимого для преодоления гидравлических сопротивлений при её движении в затрубном пространстве. РГС.+РГД. £ РГР./1, 4; (61) где РГС. – гидростатическое давление цементного раствора за колонной, МПа; РГД. – давление необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений при движении тампонажного раствора в затрубном пространстве, МПа; РГР. – давление гидроразрыва пород, МПа. РГС.=gЦ.Р.× НЭ.К.× 10-6; (62) где gЦ.Р. – удельный вес цементного раствора, Н/м3; НЭ.К. – длина по вертикали эксплуатационной колонны, м. РГС. =1830*2650*9, 81*10-6=47, 57 MПа РГД. = ( lК.П.× gЦ.Р.× (JВ.П.)2× LЭ.К. )/ ( 2× g× (k× DC. – DН. ОБ. ); (63) где lК.П. – коэффициент гидравлических сопротивлений в затрубном пространстве для цементного раствора, lК.П. = 0, 035; gЦ.Р. – удельный вес цементного раствора, Н/м3; k – коэффициент кавернозности, k = 1, 25; DC. – диаметр скважины, м; DН. ОБ. – наружный диаметр обсадной колонны, м; JВ.П. – скорость движения восходящего потока в кольцевом пространстве, м/с, для эксплуатационной колонны JВ.П. = 0, 4 м/с; LЭ.К. – длина по стволу эксплуатационной колонны, м. РГД. = (0, 035× 18300*0, 16*2790)/(2*9, 81*(1, 25*0, 2159-0, 1683)=0, 14MПа Давление гидроразрыва на глубине 2790 м составляет 46, 5 МПа Проверяем выполнение условия РГС. + РГД. £ РГР./1, 4: 47, 57 + 0, 14 = 47, 71МПа > РГ.Р. = 45, 6МПа. Условие не выполняется, поэтому для цементирования верхнего интервала понадобиться цемент с более низкой плотностью. Для этого выбираем облегчённый тампонажный раствортипа ПЦТ- III - Об 5 – 50 с плотностью rОТР=1480 кг/м3.
7.2 Выбор состава тампонажной смеси Таблица 7.1. Состав и реологические свойства буферной и продавочной жидкостей и тампонажного раствора
7.3 Выбор типа буферной жидкости Выбираем воду в качестве буферной жидкости при цементировании эксплуатационной колонны. Перед закачкой в скважину в воду добавляется ПАВ, которые улучшают смывание остатков бурового раствора со стенок скважины. Определяем необходимый для цементирования Популярное:
|
Последнее изменение этой страницы: 2016-07-14; Просмотров: 648; Нарушение авторского права страницы
РГС=10-6·g·(Н1·ρ БР+(Н-Н1)·ρ ТС- Н·ρ ПЖ); (46)
РВ = РОП +10-6 ·g·Н1·ρ ПЖ; 
0
400
500
600
900