Файл: Стратиграфия и литология нефтегазоносных комплексов пород.doc
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 30.10.2023
Просмотров: 585
Скачиваний: 4
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Ру ):
Давление на устье (
Ру Рпл g h, (9.1)
где Рпл максимальное пластовое давление, 23,26 МПа; плотность флюида продуктивного горизонта, 860 кг/м3; hглубина скважины, 1880 м;
gускорение свободного падения, 9,81 м/с2. Ру 23,26 10 6 860 1880 9,81 7,3МПа
Зная давление на устье рассчитывается рабочее давление:
Рраб 1,1 Ру
Рраб 1,1 3, 84 8,03МПа
По конструкции скважины и рабочему давлению проектом предусмотрена схема противовыбросового оборудования ОП5 – 350/80×35 ХЛ (рисунок 8.1) включающая в себя универсальный (рисунок 9.2) и сдвоенный плашечный превентор (рисунок 9.3) и обвязку колонной головкой ОКК2 – 35 – 168×245×324 ХЛ, а также фонтанную арматуру АФК6-65/50×35 ХЛ (рисунок
8.4).
Таблица 9.1 – Характеристика ОП5 – 350/80×35 ХЛ
Оборудование для устья скважины приведено в таблице 9.2
Рисунок 9.1 Схема противовыбросового оборудования
1 – плашечный превентор, 2 – задвижка с гидравлическим управлением, 3 – устьевая крестовина, 4 – манометр с запорным и зарядным устройством и разделителем сред, 5 – универсальный превентор, 6 – дроссель регулируемый с ручным управлением, 7 – задвижка с ручным управлением, 8 – гаситель потока, 9 – вспомогательный пульт,10 – станция гидропривода, 11 – обратный клапан.
Рисунок 9.2 Универсальный превентор
1 – шпильки; 2 – крышка; 3 – стопорный болт; 4 – манжета; 5 – резинометаллическая уплотнительная манжета; 6, 7, 11, 12, 15, 16 – самоуплотняющиеся манжеты; 8, 13 – штуцеры; 9 – полый ступенчатый поршень; 10 – проушины; 14 – предохранительная втулка; 17 – корпус; 18 – металлические уплотнительные кольца; 19 – шпильки.
Основные параметры универсального превентора приведены в таблице 9.2.
Таблица 9.2 - Основные параметры универсального превентора.
Рисунок 9.3 - Комбинированный сдвоенный плашечный превентор
1 – крышки; 2 – гидравлическая крышка; 3 – поршень; 4 – вспомогательный поршень; 5 – кольцо – защелка; 6 – шток; 7 – корпус; 8 – отверстия; 9 – резиновая манжета; 10 – плашки; 11 – прокладка.Г – отверстие ствола скважины; А – полость для закрытия отверстия Г плашками за счет поступления в нее жидкости управляющей ими; В – полость для открытия отверстия Г плашками за счет поступления в нее жидкости управляющей ими.
Основные параметры плашечных превенторов с гидравлическим управлением приведены в таблице 9.3
Таблица 9.3 - Основные параметры плашечных превенторов с гидравлическим управлением
Рисунок 9.4 - Схема оборудования устья скважины колонной головкой ОКК2-
35-168х245х324 ХЛ и фонтанной арматурой АФК6-65х35 ХЛ
1 – задвижка ЗПМ 65×35; 2 – трубная головка; 3 – корпус двухфланцевый; 4 – корпус однофланцевый; 5,6 – клиновидный трубодержатель; 7,8 – уплотнитель
9.2 Схема монтажа противовыбросового оборудования
Сначала необходимо демонтировать всю фонтанную арматуру и проверить состояние уплотнительных колец, а также канавок всех фланцевых соединений.
При выборе схемы обвязки противовыбросового оборудования с двумя превенторами первым монтируется превентор с глухими плашками, затем на него уже устанавливается превентор с плашками трубными. При этом второй превентор снабжается дистанционным управлением с помощью тяг (длиной не менее 10м) из труб диаметром 73 миллиметра.
Перед всеми штурвалами должна быть размещена информация о направлении их вращения и о количестве оборотов для закрытия (или открытия) превентора, а также метки, показывающие полное открытие (закрытие) плашек превентора.
Профиль уплотнительных колец всех фланцев должен точно соответствовать профилю канавок и на фланцах фонтанной арматуры, и на фланцах противовыбросового оборудования. Все кольца и все канавки должны быть тщательно очищены ото льда и от грязи, при установке ПВО они должны очень плотно входить друг в друга.
Присоединение ПВО непосредственно к крестовине фонтанной арматуры должно производиться на все шпильки. При этом гайки должны быть навернуты таким образом, чтобы после ее наворота на шпильке еще оставалось бы 2-3 витка резьбы. Затяжка гаек и шпилек производится крест-накрест.
После монтажа всего необходимого противовыбросового оборудования скважина должна быть опрессована технической водой на самое максимальное ожидаемое давление, но не выше опрессовки самой эксплуатационной колонны.
После монтажа ПВО на скважине с перфорированной или же негерметичной колонной данное ПВО опрессовывается давлением не менее, чем 3 МПа. Точное давление опрессовки определяется исходя из технического состояния скважины и ее приемистости. Результаты опрессовки оформляются соответствующим актом.
10.1 Первичное вскрытие продуктивного горизонта
Конечной целью бурения скважины является интенсификация залежей УВ и дальнейшее получение притока углеводородного сырья. Для этого необходимо обеспечить качественное вскрытие продуктивного пласта.
Одним из основных факторов, оказывающих влияние на качество вскрытия пласта, является буровой раствор. Поэтому его свойства должны быть строго регламентированы. К нему предъявляют ряд следующих требований:
Для уменьшения загрязнения пласта плотность промывочной жидкости должна быть такой, чтобы гидростатическое давление столба жидкости превышало пластовое давление на 5% , согласно правилам безопасности в НГП, поэтому применяют растворы с низким удельным весом;
Фильтрация бурового раствора при вскрытии продуктивного пласта должна быть минимальной;
Поверхностное натяжение на границе фильтрат - флюид должно быть минимальным;
Состав фильтрата в случае его проникновения в пласт не должен вызывать физические, химические или физико-химические явления, снижающие проницаемость околоствольной зоны пласта.
На качественное вскрытие газоносного пласта влияет скорость бурения. Чем быстрее и качественнее проходится продуктивный пласт, тем меньше производится на него воздействие.
9.2 Вторичное вскрытие продуктивного горизонта
Основная задача вторичного вскрытия – создание совершенной гидродинамической связи между скважиной и продуктивным пластом без отрицательного воздействия на коллекторские свойства призабойной зоны пласта, без значительных деформаций обсадных колонн и цементной оболочки.
Решение этой задачи обеспечивается правильным выбором условий перфорации, перфорационной среды, оптимального для данных условий типоразмера стреляющей аппаратуры и оптимальной плотности перфорации.
Для обеспечения газо-гидродинамической связи пласта со скважиной, обсаженной трубами, в последних с помощью специальных аппаратов (перфораторов) пробивается некоторое количество отверстий. Это так называемое вторичное вскрытие пласта.
Это очень важная операция, так как от нее зависит получение притока флюида.
В настоящее время широко применяются три вида перфорации:
Пулевая;
Кумулятивная;
Гидропескоструйная.
Цель перфорации – преодолеть слой (5-10 мм) скважинной жидкости, стенку обсадной трубы (6-12 мм), цементный камень (25-50 мм и более), а также зону призабойной закупорки (40-150 мм и более).
Перфораторы спускаются в скважину на кабеле или НКТ. Устье скважины для перфорации герметизируют специальной перфорационной задвижкой высокого давления.
Поскольку после прострела нескольких отверстий в колонне у устья может возникнуть избыточное давление, то над устьем устанавливают специальный лубрикатор, который позволяет многократно спускать перфоратор в скважину под давлением (рис. 10.2.1)
Рисунок 10.2 - Лубрикатор
Эффективность перфорации зависит от площади и сечения, глубины и формы получаемых отверстий (полостей).
При выборе перфоратора следует учитывать геолого-технические условия, исходя из следующих основных принципов:
Достижение необходимой степени вскрытия пласта без нарушения обсадной колонны (или при допустимом нарушении) при минимальных затратах труда, средств, материалов и времени;
Обеспечение благоприятных условий проведения дальнейших работ по опробованию или освоению скважины, работ по интенсификации притока и последующей эксплуатации.
Кумулятивная перфорация отвечает оптимальным техническим требованиям по воздействию на конструкцию скважины. Поэтому для данной скважины применим кумулятивную перфорацию.
Наиболее подходит к данным условиям перфоратор кумулятивный бескорпусной ПКС – 105У. Характеристика перфоратора представлена в таблице 9.1. ПКС – ленточный кумулятивный перфоратор, заряды в стеклянных оболочках вставляются в гнезда металлических лент.
Таблица 10.1 - Техническая характеристика перфоратора ПК – 105
Таблица 10.2 - Вторичное вскрытие продуктивного горизонта
11 Мероприятия по предупреждению и ликвидации осложнений и аварий при бурении и креплении скважины
Давление на устье (
Ру Рпл g h, (9.1)
где Рпл максимальное пластовое давление, 23,26 МПа; плотность флюида продуктивного горизонта, 860 кг/м3; hглубина скважины, 1880 м;
gускорение свободного падения, 9,81 м/с2. Ру 23,26 10 6 860 1880 9,81 7,3МПа
Зная давление на устье рассчитывается рабочее давление:
Рраб 1,1 Ру
Рраб 1,1 3, 84 8,03МПа
По конструкции скважины и рабочему давлению проектом предусмотрена схема противовыбросового оборудования ОП5 – 350/80×35 ХЛ (рисунок 8.1) включающая в себя универсальный (рисунок 9.2) и сдвоенный плашечный превентор (рисунок 9.3) и обвязку колонной головкой ОКК2 – 35 – 168×245×324 ХЛ, а также фонтанную арматуру АФК6-65/50×35 ХЛ (рисунок
8.4).
Таблица 9.1 – Характеристика ОП5 – 350/80×35 ХЛ
| Условный проход ОП, мм | Рабочее давление РР, Мпа | Условный проход манифольда, мм | Номинальное давление станции гидропривода (для схем 3 – 10), Мпа | Наибольший диаметр трубы, проходящий с трубодержателем (подвеской) через ОП, мм | |
| для бурения | для ремонта | ||||
| 350 | 35 | 80 | 50; 65; 80 | 16; 25; 32; 40 | 273 |
Оборудование для устья скважины приведено в таблице 9.2
Рисунок 9.1 Схема противовыбросового оборудования
1 – плашечный превентор, 2 – задвижка с гидравлическим управлением, 3 – устьевая крестовина, 4 – манометр с запорным и зарядным устройством и разделителем сред, 5 – универсальный превентор, 6 – дроссель регулируемый с ручным управлением, 7 – задвижка с ручным управлением, 8 – гаситель потока, 9 – вспомогательный пульт,10 – станция гидропривода, 11 – обратный клапан.
Рисунок 9.2 Универсальный превентор
1 – шпильки; 2 – крышка; 3 – стопорный болт; 4 – манжета; 5 – резинометаллическая уплотнительная манжета; 6, 7, 11, 12, 15, 16 – самоуплотняющиеся манжеты; 8, 13 – штуцеры; 9 – полый ступенчатый поршень; 10 – проушины; 14 – предохранительная втулка; 17 – корпус; 18 – металлические уплотнительные кольца; 19 – шпильки.
Основные параметры универсального превентора приведены в таблице 9.2.
Таблица 9.2 - Основные параметры универсального превентора.
| Типоразмер | Диаметр проходного отверстия, мм | Рабочее давление РР, Мпа. | Диаметр уплотняемых труб, мм | Высота, мм, не более | Масса, кг |
| ПУГ- 350x35 | 350 | 35 | 273 | 1200 | 4400 |
Рисунок 9.3 - Комбинированный сдвоенный плашечный превентор
1 – крышки; 2 – гидравлическая крышка; 3 – поршень; 4 – вспомогательный поршень; 5 – кольцо – защелка; 6 – шток; 7 – корпус; 8 – отверстия; 9 – резиновая манжета; 10 – плашки; 11 – прокладка.Г – отверстие ствола скважины; А – полость для закрытия отверстия Г плашками за счет поступления в нее жидкости управляющей ими; В – полость для открытия отверстия Г плашками за счет поступления в нее жидкости управляющей ими.
Основные параметры плашечных превенторов с гидравлическим управлением приведены в таблице 9.3
Таблица 9.3 - Основные параметры плашечных превенторов с гидравлическим управлением
| Типоразмер | Диаметр проходного отверстия, мм | Рабочее давление РР, Мпа. | Диаметр уплотняемых труб, мм | Высота, мм, не более | Масса, кг |
| ППГ- 350x35 | 350 | 35 | 114-219 | 450 | 1500 |
Рисунок 9.4 - Схема оборудования устья скважины колонной головкой ОКК2-
35-168х245х324 ХЛ и фонтанной арматурой АФК6-65х35 ХЛ
1 – задвижка ЗПМ 65×35; 2 – трубная головка; 3 – корпус двухфланцевый; 4 – корпус однофланцевый; 5,6 – клиновидный трубодержатель; 7,8 – уплотнитель
9.2 Схема монтажа противовыбросового оборудования
Сначала необходимо демонтировать всю фонтанную арматуру и проверить состояние уплотнительных колец, а также канавок всех фланцевых соединений.
При выборе схемы обвязки противовыбросового оборудования с двумя превенторами первым монтируется превентор с глухими плашками, затем на него уже устанавливается превентор с плашками трубными. При этом второй превентор снабжается дистанционным управлением с помощью тяг (длиной не менее 10м) из труб диаметром 73 миллиметра.
Перед всеми штурвалами должна быть размещена информация о направлении их вращения и о количестве оборотов для закрытия (или открытия) превентора, а также метки, показывающие полное открытие (закрытие) плашек превентора.
Профиль уплотнительных колец всех фланцев должен точно соответствовать профилю канавок и на фланцах фонтанной арматуры, и на фланцах противовыбросового оборудования. Все кольца и все канавки должны быть тщательно очищены ото льда и от грязи, при установке ПВО они должны очень плотно входить друг в друга.
Присоединение ПВО непосредственно к крестовине фонтанной арматуры должно производиться на все шпильки. При этом гайки должны быть навернуты таким образом, чтобы после ее наворота на шпильке еще оставалось бы 2-3 витка резьбы. Затяжка гаек и шпилек производится крест-накрест.
После монтажа всего необходимого противовыбросового оборудования скважина должна быть опрессована технической водой на самое максимальное ожидаемое давление, но не выше опрессовки самой эксплуатационной колонны.
После монтажа ПВО на скважине с перфорированной или же негерметичной колонной данное ПВО опрессовывается давлением не менее, чем 3 МПа. Точное давление опрессовки определяется исходя из технического состояния скважины и ее приемистости. Результаты опрессовки оформляются соответствующим актом.
-
Метод заканчивания скважины и вскрытие продуктивного горизонта
10.1 Первичное вскрытие продуктивного горизонта
Конечной целью бурения скважины является интенсификация залежей УВ и дальнейшее получение притока углеводородного сырья. Для этого необходимо обеспечить качественное вскрытие продуктивного пласта.
Одним из основных факторов, оказывающих влияние на качество вскрытия пласта, является буровой раствор. Поэтому его свойства должны быть строго регламентированы. К нему предъявляют ряд следующих требований:
Для уменьшения загрязнения пласта плотность промывочной жидкости должна быть такой, чтобы гидростатическое давление столба жидкости превышало пластовое давление на 5% , согласно правилам безопасности в НГП, поэтому применяют растворы с низким удельным весом;
Фильтрация бурового раствора при вскрытии продуктивного пласта должна быть минимальной;
Поверхностное натяжение на границе фильтрат - флюид должно быть минимальным;
Состав фильтрата в случае его проникновения в пласт не должен вызывать физические, химические или физико-химические явления, снижающие проницаемость околоствольной зоны пласта.
На качественное вскрытие газоносного пласта влияет скорость бурения. Чем быстрее и качественнее проходится продуктивный пласт, тем меньше производится на него воздействие.
9.2 Вторичное вскрытие продуктивного горизонта
Основная задача вторичного вскрытия – создание совершенной гидродинамической связи между скважиной и продуктивным пластом без отрицательного воздействия на коллекторские свойства призабойной зоны пласта, без значительных деформаций обсадных колонн и цементной оболочки.
Решение этой задачи обеспечивается правильным выбором условий перфорации, перфорационной среды, оптимального для данных условий типоразмера стреляющей аппаратуры и оптимальной плотности перфорации.
Для обеспечения газо-гидродинамической связи пласта со скважиной, обсаженной трубами, в последних с помощью специальных аппаратов (перфораторов) пробивается некоторое количество отверстий. Это так называемое вторичное вскрытие пласта.
Это очень важная операция, так как от нее зависит получение притока флюида.
В настоящее время широко применяются три вида перфорации:
Пулевая;
Кумулятивная;
Гидропескоструйная.
Цель перфорации – преодолеть слой (5-10 мм) скважинной жидкости, стенку обсадной трубы (6-12 мм), цементный камень (25-50 мм и более), а также зону призабойной закупорки (40-150 мм и более).
Перфораторы спускаются в скважину на кабеле или НКТ. Устье скважины для перфорации герметизируют специальной перфорационной задвижкой высокого давления.
Поскольку после прострела нескольких отверстий в колонне у устья может возникнуть избыточное давление, то над устьем устанавливают специальный лубрикатор, который позволяет многократно спускать перфоратор в скважину под давлением (рис. 10.2.1)
Рисунок 10.2 - Лубрикатор
Эффективность перфорации зависит от площади и сечения, глубины и формы получаемых отверстий (полостей).
При выборе перфоратора следует учитывать геолого-технические условия, исходя из следующих основных принципов:
Достижение необходимой степени вскрытия пласта без нарушения обсадной колонны (или при допустимом нарушении) при минимальных затратах труда, средств, материалов и времени;
Обеспечение благоприятных условий проведения дальнейших работ по опробованию или освоению скважины, работ по интенсификации притока и последующей эксплуатации.
Кумулятивная перфорация отвечает оптимальным техническим требованиям по воздействию на конструкцию скважины. Поэтому для данной скважины применим кумулятивную перфорацию.
Наиболее подходит к данным условиям перфоратор кумулятивный бескорпусной ПКС – 105У. Характеристика перфоратора представлена в таблице 9.1. ПКС – ленточный кумулятивный перфоратор, заряды в стеклянных оболочках вставляются в гнезда металлических лент.
Таблица 10.1 - Техническая характеристика перфоратора ПК – 105
| Техническая характеристика | 50; 100; 10 118 1-3 12 |
| Максимальное гидростатическое давление, МПа Максимальная температура, С0 Минимальное гидростатическое давление в скважине, МПа Минимальный внутренний диаметр обсадной колонны, мм Число труб в интервале перфорации Средний диаметр канала, мм |
Таблица 10.2 - Вторичное вскрытие продуктивного горизонта
| Интервалы объектов испытания, м | Горизонт | Способ вскрытия, количество отверстий на 1п.м | Объект |
| 1626-1674 | Осинский | Кумулятивная перфорация | фонтанирующий |
| 1674-1732 | Усть-Кутский | Кумулятивная перфорация | фонтанирующий |
| 1852-1862 | Приображенский | Кумулятивная перфорация | фонтанирующий |
11 Мероприятия по предупреждению и ликвидации осложнений и аварий при бурении и креплении скважины