Файл: Курсовая работа по дисциплине Технология бурения нефтяных и газовых скважин.docx

По результатам проектирования потерь давлений, максимальным оказались суммарные потери давления при бурении эксплуатационной колонны 1179,3 фунт/дюйм²=8,1 МПа.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

Крепление скважины

Условия работы колонны в скважине

Так как скважина поисковая и эксплуатационная колонна является последней, то на колонну будут действовать нагрузки только при спуске и цементировании.

При спуске на обсадную колонну действует растягивающая сила от собственного веса труб; выталкивающая сила жидкости; растягивающая сила от веса жидкости в колонне; сила трения между колонной и стенками скважины; осевые силы инерции колонны и жидкости, находящейся в колонне и в заколонковом пространстве, гидродинамическая осевая сила, возникающая вследствие движения промывочной жидкости, вытесняемой из скважины или прокачиваемой для промывки последней; радиальные статические и гидродинамические давления на наружную и внутреннюю поверхность труб; изгибающий момент от составляющей собственного веса наклонно расположенных участков колонны и от разности давлений жидкости на нижнюю и верхнюю поверхности их. Осевая сила от гидродинамического давления при прямой промывке является всегда сжимающей. Сила трения в момент приподнимания колонны с ротора или при расхаживании являются растягивающими, тогда как при перемещении колонны вниз - сжимающими.

В период цементирования колонны с расхаживанием на нее действуют те же силы, что и при спуске, но величина их существенно меняется. Поскольку обычно ускорение при расхаживании колонны мало, величина силы инерции самой колонны меньше, чем при спуске, но значительно могут возрасти осевые силы, обусловленные гидродинамическим давлением; сила веса жидкости в колонне в период движения в ней тампонажного раствора больше нежели при движении промывочной жидкости вследствие большей плотности первого, выталкивающая сила после вытеснения тампонажного раствора также выше. В момент посадки цементировочной пробки на кольцо - стоп на колонну передается сила гидравлического удара.

В процессе ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) гидростатическое давление снижается, вследствие седиментационных процессов из-за оседания твердой фазы на стенки колонны вес последней увеличивается.

Изменение температурных условий при твердении тампонажных растворов приводит, вследствие деформации колонны, к возникновению дополнительных осевых нагрузок и т.д.

Подготовительные работы к спуску колонны (подготовка ствола и колонны)

а) 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 стальной рулеткой, не имеющей наклонов, 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.

Транспортирование труб без предохранительных колец и ниппелей, а также перетаскивание их волоком и сбрасывание запрещается;

При укладке труб на стеллажи необходимо снять предохранительные кольца и ниппели, очистить, промыть соляркой и протереть насухо, после чего на ниппельный конец вновь навернуть предохранительные кольца (если заводом-изготовителем не предусмотрена смазка резьб, нанесенная непосредственно на заводе).

Применение металлических щеток или иных металлических приспособлений для очистки резьбы запрещается, в связи с наличием в муфтах покрытия из мягкого металла для дополнительной герметичности резьбы.

Для замены дефектных труб на буровую должны доставляться резервные трубы максимальной (по расчету) группы прочности одного или нескольких типоразмеров в зависимости от конструкции обсадной колонны в количестве 30-50 м на каждые 1000 м длины. Внешним осмотром определить качество заводского соединения муфты. Характерным признаком некачественного свинчивания является большое расстояние между торцом муфты и последней риской резьбы (более 1 нитки).

б) Перед спуском обсадной колонны ствол скважины необходимо проработать на участках сужений и резких искривлений (выявленных по данным каверно-, профиле- и инклинограмм) со скоростью не более 35–40 м/ч и промыть высококачественным буровым раствором (тщательно очищенным от шлама), удовлетворяющим основным требованиям теории промывки и требованиям недопущения ГНВП. Промывку следует вести с расхаживанием и вращением бурильной колонны, что обеспечит ликвидацию сужений и удаление шлама из каверн. Контролировать промывку следует по изменению концентрации шлама в промывочной жидкости. Постепенное уменьшение концентрации и её стабилизация говорит о необходимости остановки промывки. Если в процессе промывки концентрация шлама не уменьшается, промывку необходимо прекратить, поскольку это свидетельствует об осыпании пород и образовании каверн. Промывка ведется в течение одного-двух циклов циркуляции бурового раствора.

в) Электрометрические работы производить через бурильный инструмент, низ которого оборудован воронкой.

В процессе электрометрических работ производить расхаживание бурового инструмента на длину свечи после каждого подъёма каротажного прибора, но не реже, чем через 2 часа. Через каждые 6 часов электрометрических работ ствол скважины необходимо промыть.

В случае продолжительности электрометрических работ более 16 часов, наличия в стволе сужения или желобных выработок, а также затяжек при подъёме бурильных труб, ствол скважины необходимо прошаблонировать компоновкой инструмента, применяемой при бурении скважины. Скорость проработки ствола перед спуском должен быть 100 – 120 м/час, при производительности насосов 30 – 32 л/с. После проведения геофизических работ, спустить воронку до забоя и промыть скважины. При промывке скважины довести параметры промывочной жидкости в соответствии с ГТН.

Технологический режим спуска 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 завозят обсадные трубы, элементы технологической оснастки и необходимый дополнительный инструмент, тщательно проверенные и испытанные на базе, а также 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 ее длину; номер трубы, ее 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, спуская 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.

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.

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

Согласно «Инструкции по креплению обсадных колонн», скорость спуска должна быть в следующих пределах:

– в обсаженном стволе скважины скорость спуска должна быть в пределах 0,7÷0,5 м/с;

– в не обсаженном стволе скважины до глубины выше кровли продуктивного пласта на 200-250 м скорость спуска принимать 0,5÷0,3 м/с;

– в интервале продуктивного пласта скорость спуска принимать 0,25÷0,2 м/с.

Проектирование обвязки обсадных колонн

При выборе противовыбросового оборудования и колонной обвязки необходимо учитывать величину максимального устьевого давления Рму, которая для газовой скважины рассчитывается по формуле []:

(71)

где Р_пл – пластовое давление в кровле продуктивного пласта, МПа;

s – степень основания натурального логарифма, рассчитываемая по формуле:

s = 10^-4∙p_отн∙H (72)

где H – глубина залегания кровли продуктивного пласта, м, в нашем случае 3980 м;

где p_отн – относительная плотность газа по воздуху (см. «Нефтеносность по разрезу скважины», в случае отсутствия данных принимается равным 0,6).

Подставляя все данные в формулы 71 и 72 получим

s = 0,24

Колонная головка, соответствующая максимальному устьевому давлению: ОКК1-35-178х273
ПВО, соответствующее высокому пластовому давлению, имеющие градиент ∆pпл = 0,1 МПа/10 м: ОП6-280/80х35 ГОСТ 13862-90.

Расчет действующих нагрузок

Расчет производится по «Инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. ВНИИБТ, М.,1997 и дополнение к ней, М., 2000».

Расчет на смятие эксплуатационной колонны на максимально допустимое опорожнение.

В связи с тем, что эксплуатационная колонна цементируется в интервале 600-4000 м, наружное давление при опорожнении обсадной колонны на 1050 м определяется по формуле