Файл: Курсовой проект по дисциплине Бурение нефтяных и газовых скважин (наименование учебной дисциплины согласно учебному плану) задание.docx

2.9 Вторичное вскрытие, испытание и освоение

Основная задача вторичного вскрытия – создание совершенной гидродинамической связи между скважиной и продуктивным пластом без отрицательного воздействия на коллекторские свойства призабойной зоны пласта (ПЗП), без значительных деформация обсадных колонн и цементной оболочки. Решение этой задачи обеспечивается выбором условий перфорации, перфорационной среды, оптимального для данных условий типоразмера стреляющей аппаратуры и оптимальной плотности перфорации.

Для наших пластовых условия и диаметра эксплуатационной колонны можно использовать кумулятивный перфоратор многоразового действия ПКО-89 АТ. Технические характеристики представлены в таблице 27.

Таблица 27 – Технические характеристики ПКО-89 АТ

Наружный диаметр, мм	89
Плотность перфорации, отв./м	10
Максимальное гидростатическое давление, МПа	130
Максимальная допустимая температура, °C	150
Длина корпуса, м	4

Интервал перфорации определяется из выражения:



где n – количество перфорационных отверстий, которое определяется из условия; m – плотность перфорации, м^-1:







Внутренний диаметр эксплуатационной колонны в интервале перфорации равен , а диаметр перфорационного канала примем равным .

Тогда количество перфорационных отверстий:





Примем n = 80, тогда интервал перфорации:

---

Исходя из интервала перфорации и длины корпуса перфоратора делаем вывод о том, что для вторичного вскрытия пласта требуется 2 спуска перфоратора.

Испытание скважин – процесс, позволяющий к окончанию скважины бурением иметь достаточно полную информацию о наличии, расположении и характеристике нефтяных и газовых пластов в разрезе.

В настоящее время в основном используют испытатели пластов спускают в скважину на бурильных трубах. Однако бывают испытатели, доставляемые к забою на кабеле или через бурильную трубу. Опробование объектов трубными испытателями производится с опорой на забой, без опоры на забой, а также осуществляется селективное испытание пластов.

Для проведения опробования продуктивного пласта выбран пластоиспытатель ИПТ-110Г. Данный испытатель предназначен для исследования вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин, обсаженных колонной 146 мм. Данный комплекс может спускаться на бурильных трубах и может опираться на забой или на стенки колонны.

Для данной скважины можно выбрать компрессорный метод освоение. Сущность этого метода заключается в том, что в спущенные НКТ нагнетается газ с помощью компрессора. При этом жидкость оттесняется к забою. По достижении газа башмака НКТ происходит газирование скважинной жидкости, в результате чего уменьшается забойное давление и начинается приток газа в скважину.

3 Специальная часть

3.1 Крепление скважин

При обустройстве скважин для добычи нефти и газа необходимо укрепление так называемой эксплуатационной трубной колонны, через которую добываемое сырье поступает на поверхность, а также максимально защитить её от коррозии и движения геологических пластов.

Это делают с помощью обсадных колонн, которые не только укрепляют основные добывающие стволы, но и дают возможность изолировать продуктивные горизонты в процессе эксплуатации скважин от непродуктивных слоев, что позволяет избежать перемешивания внутрипластовых жидкостей.

Обсадные трубы – важнейшая составляющая при строительстве нефтяных и газовых скважин, обустройстве месторождений. Трубы опускаются в скважину, удерживая породу от осыпания. Они ввинчиваются друг в друга или скрепляются с помощью муфт, образуя колонну на всем протяжении скважины.

---

Выбор обсадных труб происходит после построения графика совмещенных давлении, который строиться по геологическим данным. Выявляться места осложнений, и на основе совокупности этих данных принимают места с несовместимыми условиями бурения, то есть участки, которые невозможно бурить, до тех пор, пока не был обсажен и закреплен предыдущий интервал.

После принятия количества секции выбирают их оптимальные диаметры, далее строят эпюры избыточных внутренних и наружных давлений, где определяться избыточные давления, которым будут подвергаться обсадные трубы. Далее следует выбор категории труб (А или Б), толщены стенок, группы прочности (Д, К, Е, Л, Р, Т).

Производят расчет на прочность на растяжение, страгивающее напряжение, внутреннее давление разрыва, наружное давление сжатия.

---

3.2 Конструкция обсадных труб и их соединений

Обсадные трубы для нефтегазовых скважин выпускают по ГОСТ 632-80. «Обсадные трубы и муфты к ним», и различным техническим условиям (ТУ).

Для крепления скважин по ГОСТ 632-80 выпускают горячекатанные, цельнотянутые, бесшовные трубы, изготовленные из сталей различных групп прочности Д, К, Е, Л, М, Р, Т). По точности и качеству исполнения они подразделяются на два вида - “А” и “Б”. Номенклатура труб предусматривает изготовление их диаметром от 114 до 508 мм, с толщиной стенки от 5,2 до 16,1 мм, длиной от 9,5 до 13 м. В партии труб исполнения “Б” допускается иметь до 20% от 8 до 9,5 м и до 10% от 5 до 6 м. Овальность труб при диаметре до 219 мм не должна превышать 1,2%, при диаметре более 219 мм - не более 2%. Обсадные трубы подвергаются опрессовке водой (при диаметре до 219 мм - 100% труб, при диаметре более 219 мм - допускается опрессовывать 50% труб).

При контроле качества труб большое внимание уделяют их прямолинейности. На концевых участках (1/3 длины) не допускается изогнутость более 1,3 мм на 1 м длины. На середине трубы стрела прогиба должна быть не более 1/2000 от ее длины.

На одном из концов каждой трубы на расстоянии 0,4-0,6 м от торца наносится маркировка клеймом и более крупно белой краской. В маркировке трубы указывается диаметр толщины стенки, группа прочности стали, вид исполнения (для “А”), номер трубы, завод-изготовитель, месяц и год выпуска, длина трубы в см и ее масса.

3.3 Условия работы обсадных колонн

На различных этапах строительства и эксплуатации скважины обсадные колонны испытывают различные по характеру и величине нагрузки.

В процессе спуска обсадной колонны в скважину в осевом направлении на нее действуют сжимающие, растягивающие нагрузки, силы инерции. В радиальном направлении - избыточные наружные давления от столба бурового раствора (при спуске колонны с закрытым обратным клапаном). Кроме того, при прохождении искривленных участков в теле труб возникают изгибающие напряжения.

В период цементирования колонны на нее кроме растягивающих и сжимающих нагрузок большое воздействие оказывают изменяющиеся гидростатические давления столба бурового и цементного растворов и гидродинамическое давление,

---

обусловленное движением жидкостей с большой скоростью, посадкой разделительных пробок на «стоп» кольцо.

При испытании обсадных колонн на герметичность колонна испытывает значительное избыточное внутреннее давление.

При обвязке устья скважины после ОЗЦ производят натяжку обсадных колонн сверх собственного веса незацементированной части для предотвращения последующих температурных деформаций (если колонна цементируется не до устья).

В процессе вторичного вскрытия и освоения на эксплуатационную колонну воздействуют ударные нагрузки со стороны перфораторов, избыточные наружные давления при создании депрессии на продуктивный пласт.

В процессе работы скважины в зависимости от ее назначения и этапа эксплуатации на эксплуатационную колонну воздействуют избыточные наружные и внутренние давления, агрессивное воздействие продукции скважины, рабочих агентов и пластовых вод.

Кроме того, на стадии строительства скважин кондукторы и технические колонны подвержены механическому износу при дальнейшем бурении, особенно при роторном способе бурения. Особенно значительному износу подвергаются концевые участки колонн.

Все эти нагрузки и воздействия обсадные колонны должны выдерживать с необходимыми запасами прочности. Это обеспечивается соответствующей компоновкой колонны по результатам расчета с учетом максимальных нагрузок, действующих на различных этапах работы колонны с использованием нормативных коэффициентов запаса прочности.

Кроме того, принимаются меры по обеспечению сохранности и предотвращению износа буровых колонн. К этим мерам можно отнести следующие.

Для предотвращения износа кондукторов и промежуточных колонн при дальнейшем бурении рекомендуется на бурильные трубы надевать предохранительные кольца (резиновые или из мягкого металла). В конструкции скважин может быть предусмотрена возможность поворота незацементированной части таких колонн или их замена (извлечение). Иногда для предотвращения износа кондуктора или технической колонны в них спускают временные предохранительные колонны, которые перед спуском последующей обсадной колонны извлекают из скважины.

В период перфорации эксплуатационных колонн стреляющими и кумулятивными перфораторами в последнее время используют компенсаторы давлений (один или два), которые снижают импульсы давлений и уменьшают вероятность разрушения обсадной колонны и цементного камня (растрескивание) в период перфорации.

---