Документы



Министерство высшего и среднего специального образовани республики узбекистан бухарский технологический институт пищевой и легкой промышленности кафедра \"нефтегазовое дело\" лекци и icon

Министерство высшего и среднего специального образовани республики узбекистан бухарский технологический институт пищевой и легкой промышленности кафедра "нефтегазовое дело" лекци и

НазваниеМинистерство высшего и среднего специального образовани республики узбекистан бухарский технологический институт пищевой и легкой промышленности кафедра "нефтегазовое дело" лекци и
страница2/8
МУХАМЕДШИНА Л.С
Дата05.09.2013
Размер1.67 Mb.
ТипПротокол
скачать
1   2   3   4   5   6   7   8
1. /Бурение2.docМинистерство высшего и среднего специального образовани республики узбекистан бухарский технологический институт пищевой и легкой промышленности кафедра "нефтегазовое дело" лекци и
Тема 3. КРЕПЛЕНИЕ СКВАЖИН.


План темы.

1. ЦЕЛИ И СПОСОБЫ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН.

2. ПРИНЦИПЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ КОНСТРУКЦИИ СКВЖИНЫ.

3. ОБСАДНЫЕ ТРУБЫ И ИХ СОЕДИНЕНИЯ.

4. ПРОЧНОСТНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ И ИХ СОЕДИНЕНИЯ.

5.УСЛОВИЯ РАБОТЫ ОБСАДНЫХ КОЛОНН В СКВАЖИНАХ.

6. ОСНОВЫ ТЕХНОЛОГИИ СПУСКА ОБСАДНЫХ КОЛОНН В СКВАЖИНУ.


Список литературы.

1. Н.Г.Середа. Бурение нефтяных и газовых скважин. Москва, "Недра", 1988

2. А.И.Булатов. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин. Москва, "Недра", 1982.

3. А.И.Булатов. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин. Москва, "Недра", 1981.

1. ЦЕЛИ И СПОСОБЫ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН.

Основные цели крепления скважин:

а) создание долговечного, прочного и герметичного канала для транспорта жидкости от эксплуатационных горизонтов к дневной поверхности или в противоположном направлении;

б) герметичное разобщение всех проницаемых горизонтов друг от друга;

в) укрепление стенок скважины, сложенных недостаточно устойчивыми породами;

г) защита эксплуатационного канала от коррозии пластовыми жидкостями.

Наиболее распространенным способом крепления скважин и разобщения проницаемых горизонтов является спуск колонн, составленных из специальных труб, называемых обсадными, и цементирование пространства между колонной труб и стенками скважины. Для разобщения горизонтов с разными коэффициентами аномальности пластовых давлений , а также для предотвращения газрнефтепроявления из горизонтов с повышенными коэффициентами аномальности используют также пакеры.


2. ПРИНЦИПЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ.

Конструкция скважины состоит из ствола, пробуренного в горных породах, нескольких обсадных колонн и тампонажного камня, заполняющего целиком или частично пространство между колоннами и стенками ствола. Конструкцию скважины характеризуют количество спущенных в нее обсадных колонн, их диаметры и длина ствола под каждую колонну, местоположение интервалов цементирования.

В технической литературе конструкцию скважины графически изображают так: сплошными жирными линиями показывают обсадные колонны; число у верхнего конца линии означает наружный диаметр колонны в мм, у нижнего конца - глубину спуска в м. если колонна перекрывает лишь нижний интервал скважины и не доходит до устья, число у верхнего конца жирной линии означает глубину верхнего сечения колонны в м; диаметр же колонны показывают на уровне верхних концов остальных колонн. Обсадные колонны, перекрывающие лишь нижний участок скважины принято называть потайными.

Если верхний участок обсадной колонны составлен их труб большего диаметра, чем нижний, ее изображают ломаной жирной линией; у верхнего конца указывают оба диаметра (например 16*146) в мм, а у места излома линии - глубину стыковки участков. Такую колонну называют комбинированной. Интервалы цементирования показывают штриховкой, числа у верхней и нижней границ заштрихованного участка означают глубины интервала цементирования.

Конструкция должна обеспечить:

а) долговечность скважины как технического сооружения;

б) надежную изоляцию всех проницаемых горизонтов и сохранность запасов полезных ископаемых;

в) минимум затрат на единицу добываемой продукции;

г) возможность бурения до проектной глубины без опасности возникновения тяжелых осложнений, осуществления предусмотренных проектом разработки месторождения ремонтных работ в скважине при эксплуатации, проведения всех исследований, необходимых для контроля разработки месторождения.

Проектирование начинают с выделения зон с несовместимыми условиями бурения. Условия бурения в двух смежных зонах считаются несовместимыми в том случае, если при переходе из верхней зоны бурения в нижнюю требуется так изменить плотность промывочной жидкости, что это приведет либо к поглощению последней в один или несколько горизонтов верхней зоны, либо к газонефтеводопроявлениям из верхней зоны, либо к интенсивным проявлениям неустойчивости пород в верхней зоне.

Выпучивание, обваливание, осыпание потенциально неустойчивых пород начинается не сразу же в момент вскрытия их бурением, а лишь спустя некоторое время. Продолжительность этого времени зависит от состава и плотности промывочной жидкости, амплитуды колебаний давления в скважине и соотношения давления в скважине и порового давления в породе.

Условимся называть давление столба промывочной жидкости, при котором сохраняется удовлетворительная стабильность стенок скважины в течение времени, достаточного для разбуривания всей толщипотенциально неустойчивых пород и укрепления их обсадной колонной, давлением относительной устойчивости пород, а отношение этого давления к давлению равного по высоте столба пресной воды индексом давления устойчивости Kу.

Опасность возникновения перечисленных видов осложнений (кроме растворения пород) будет сведена к минимуму при соблюдении следующих условий:

Kа < p < Kп

Kу < p < Kп (3.1), где

р - относительная плотность промывочной жидкости;

Kа - коэффициент аномальности;

Kу - индекс давления устойчивости;

Kп - индекс давления поглощения.

Приступать к разбуриванию нижерасположенной зоны можно, если надежно изолировать предыдущую. Изолируют зону спуском колонны обсадных труб и заполнением кольцевого зазора между этой колонной и стенками скважины тампонажным раствором. Поэтому границей раздела двух зон является та минимальная глубина, до которой необходимо спустить обсадную колонну, прежде, чем станет возможно изменить плотность промывочной жидкости до величины, определенной условиями бурения в новой зоне, без опасности возникновения осложнений в предыдущей.

Выделять зоны с несовместимыми условиями бурения удобно с помощью совмещенного графика, на котором кривая 1 характеризует изменение коэффициента аномальности с глубиной, кривая 2 - изменение индекса давлений поглощения, а кривая 3 - изменение индекса давления устойчивости пород. Нанесем на график кривую 4 изменения с глубиной относительной плотности промывочной жидкости для разбуривания пород в разных интервалах с соблюдением правил бурения.

Правила бурения требуют соблюдения следующих соотношений между статическим давлением столба промывочной жидкости Рст и пластовым давлением Рпл:

Рст < Kp Pпл;

Рст - Pпл < Pдиф,

где Кр - коэффициент резерва;

Рдиф - допустимое дифференциальное давление.

По совмещенному графику видно, что в данной ситуации имеются пять зон с несовместимыми условиями бурения: А, Б, В, Г и Д. Для вскрытия зоны "Б" необходима промывочная жидкость с р < 0.95, но при применении ее в зоне "А" давление в скважине будет ниже пластового и могут начаться водопроявления, если эта зона не будет предварительно изолирована. Для вскрытия зоны "В" нужна жидкость с р 1.1-1.4. Но жидкость даже с р = 1.1 будет поглощаться в зону "Б", если последнюю не изолировать. Перед вскрытием потенциально неустойчивых пород плотность промывочной жидкости придется увеличить до р = 1.8, но такая жидкость будет поглощаться в зону "В" и поэтому зону "В" необходимо изолировать колонной труб до вскрытия зоны "Г".

После разбуривания потенциально неустойчивых пород целесообразно относительную плотность жидкости уменьшить до р =1.6, чтобы предотвратить опасность ее поглощения в нижний интервал зоны "Д", уменьшить возможное загрязнение продуктивной толщи и создать лучшие условия для работы долот (уменьшить дифференциальное давление).Для этого предварительно нужно изолировать зону "Г" обсадной колонной. Таким образом, конструкция скважины должна включать пять обсадных колонн.

В предварительный вариант конструкции, полученный на основании анализа совмещенного графика, вносят некоторые уточнения.

1. Для того чтобы выходящий из скважины поток промывочной жидкости можно было направить в очистную систему, необходимо создать специальное направление. При строительстве скважины на суше для этого вдоль будущей оси ее роют неглубокий (3 - 5 м, иногда несколько глубже) колодец, в который спускают трубу, а пространство между трубой и стенками колодца забутовывают. Эту трубу называют направлением. На графическом изображении конструкции направление не показывают. Если скважину сооружают на море, направлением перекрывают всю толщу донных осадков.

2. Залегающие неглубоко от дневной поверхности породы нередко могут размываться восходящим потоком промывочной жидкости; проницаемые породы, как правило, насыщены пресными или слабомине рализованными водами, пригодными для водоснабжения населения, сельского хозяйства или технических нужд. Во избежание размыва таких пород и сильного загрязнения водонасыщенных пород верхний участок скважины укрепляют специальной обсадной колонной - кондуктором.

3. В районах распространения многолетнемерзлых пород (ММП) часто встречаются интервалы, где твердые минеральные частицы сцементированны только льдом. В процессе бурения под воздействием теплой промывочной жидкости лед тает, твердые частицы осыпаются в ствол скважины и выносятся потоком на дневную поверхность, в скважине же образуется полость большого объема; в результате может возникнуть аварийная ситуация. Во избежание образования больших полостей рекомендуется сразу же после разбуривания такого частка укреплять ствол скважины удлиненным направлением. Нижний конец его устанавливают в мерзлой породе сцементированной минеральным цементом. Так как сцепление между удлиненным направлением и льдистыми породами ненадежно и при повышении температуры нарушается всю толщу ММП перекрывают кондуктором. Нижний конец кондуктора устанавливают ниже границы мерзлоты не менее чем на 100 м в устойчивой породе с положительной температурой.

4. Учитывают выбранный способ первичного вскрытия продуктивной залежи.

5. Если в разрезе месторождения имеется хемогенная толща, для предотвращения интенсивного растворения солей при бурении применяют либо промывочную жидкость на углеводородной основе, либо жидкость, полностью насыщенную соответствующей солью. При использовании дорогих промывочных жидкостей нередко надсолевую толщу перекрывают одной, а хемогенную толщу - другой обсадными колоннами.

6. Если в предварительном варианте конструкции расстояние между нижними концами двух смежных колонн велико, то иногда с целью уменьшить опасность аварийного износа предыдущей обсадной колонны, интенсивного желобообразования в стволе скважины и возникновения прихватов в конструкцию вводят дополнительную колонну.

7. Если опыт показывает что поглощения в трещиновато-кавернозных породах можно изолировать без спуска обсадных труб, из предварительного варианта целесообразно исключить соответствующую колонну.

Глубина спуска колонны определяется глубиной границы раздела смежных зон с несовместимыми условиями бурения. Дополнительно учитывают два фактора: нижний конец колонны нужно устанавливать в устойчивых непроницаемых породах; если на рассматриваемую колонну должно быть установлено противовыбросовое оборудование, башмак ее следует устанавливать на такой глубине, чтобы в случае возникновения газонефтеводопроявления при дальнейшем углублении и выброса промывочной жидкости из скважины породы, залегающие ниже башмака, не могли быть разорваны тем высоким давлением, которое придется создавать для глушения проявления. Глубину места возможного разрыва пород можно найти с помощью совмещенного графика, если на него нанести кривую относительного давления в скважине. Так если произойдет газовый выброс и вся промывочная жидкость в скважине будет замещена пластовым газом, то относительное давление при глушении выброса способом прямой промывки


Рпл*е + Ргд

Ротн = -------------- , где

р * g*z


0.034*р * (Zпл - Z )

S = --------------------- ;

Вс * Тс


Ргд - гидравлические потери в кольцевом пространстве на участке глубиной Z в начальный момент глушения, Па.

Ргд = Ргд * Z,

Ргд - градиент гидродинамического давления; (приблизительно Ргд = 2 кПа/м); Z< Z пл - текущая глубина, м.

Если на кондуктор должен быть установлен превентор, но опасности выброса при дальнейшем углублении нет, глубину спуска этой колонны следует расчитывать с учетом возможности создания на устье противодавления Рук 2 - 3 МПа. В этом случае


Рук

Ротн = р + ------, где

р *g*z


р - относительная плотность промывочной жидкости при бурении под следующую обсадную колонну.

Во избежание разрыва пород необходимо соблюдать условие: Ротн < kп, а нижний конец колонны устанавливать на 50 - 100 м ниже глубины, соответствующей точке пересечения кривой относительных давлений с кривой индексов давлений поглощения.

Обычно обсадные колонны подвешивают на устье скважины; поэтому верхний ее интервал оказывается перекрытым несколькими колоннами. Расход металла на крепление можно уменьшить ,если хотя бы одну колонну сделать потайной. Сплошную колонну можно заменить потайной, укрепив ею лишь участок ниже башмака предыдущей сплошной колонны, в том случае, если прочность последней с учетом ее возможного износа достаточна, чтобы выдержать те избыточные давления, которые могут возникнуть в скважине до окончания спуска последующей сплошной колонны. Верхний конец потайной колонны устанавливают выше башмака предыдущей колонны не менее чем на 50 м.

Диаметр эксплуатационной колонны выбирают, исходя из ожидаемых суммарных дебитов жидкости (нефть+газ+вода; газ+конденсат+вода) на разных стадиях эксплуатации, габаритов оборудования, которое должно быть спущено в данную колонну для обеспечения заданных дебитов, и глубины скважины. Внутренний диаметр эксплуатационной колонны должен быть достаточен для того, чтобы оборудование можно было спустить и установить на нужной глубине и чтобы в период эсплуатации скважины можно было выполнять подземные и капитальные ремонты.

Примерные сочетания диаметров эксплуатационных колонн и дебитов, применяемые на практике.


Нефтяные скважины

Суммарный <40 40 -100 100-150 150-300 >300

дебит,м /сут




Примерный

диаметр экспл

колонны, мм 114 127-140 140-146 168-178 178 - 194




Газовые скважины.




Суммарный де- < 75 <250 < 500 < 1000 <5000

бит,тыс м /сут




Примерный

диаметр экспл

колонны, мм 114 114-146 146 – 168 168 – 219 219 -273




В эти сочетания можно вносить коррективы с учетом конкретных условий месторождения. Например, при наличии в добываемой продукции сероводорода нередко увеличивают диаметр эксплуатационной колонны для того, чтобы в нее можно было спустить колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) необходимого диаметра с пакером у нижнего конца, надежно изолировать межколонное пространство от проникновения в него сероводорода, заполнить это пространство чистой углеводородной жидкостью и таким путем защитить обсадные трубы от сероводородной коррозии.

Обсадные колонны, расположенные между эксплуатационной колонной и кондуктором, называют промежуточной. Диаметры промежуточных колонн и кондукторов а также диаметры долот для бурения стволов находят из следующих соотношений. Диаметр долота dд для бурения ствола под данную колонну всегда должен быть больше наибольшего наружного диаметра dм обсадной колонны:

dд = dм + 2* к, где

к - минимальный необходимый радиальный зазор для свободного

прохода колонны в скважину при спуске, мм.




dм, мм 114-127 140-168 178-194 219-245 273-299 324-351 >377




к, мм 7-10 10-15 15-20 20-25 25-35 30-40 40-50




За наибольший наружный диаметр обсадной колонны dм принимают обычно наружный диаметр муфт, посредством которых обсадные трубы содиняют друг с другом.

Внутренний диаметр (d)пред. предыдущей обсадной колонны должен быть обязательно больше диаметра долот (dд)посл. для бурения под следующую колонну:

(d)пред.= (dд)посл.+ 2 , где

- радиальный зазор, необходимый для свободного прохода внутри данной колонны долота для бурения под следующую колонну.

Величину зазора обычно принимают 5 - 10 мм, приичем зазор увеличивают по мере роста диаметра долот.

Зная необходимый внутренний диаметр колонны, находят по ГОСТ 632-80 соответствующий ему наружный диаметр обсадных труб.

Кольцевое пространство между стенками скважины и обсадной колонной по всей длине или частично цементируют. Едиными техническими правилами ведения работ при строительстве скважин предусмотрено цементирование обсадных колонн в следующих интервалах: кондукторы и потайные колонны- по всей длине; промежуточные колонны во всех поисковых, разведочных, параметрических, опорных, газовых скважинах в независимости от их глубины и в нефтяных глубиной свыше 3000 м - в нижнем интервале длиной не менее чем на 100 м выше нижнего конца предыдущей обсадной колонны. Так же разрешается поступать и в других скважинах, если приняты меры, обеспечивающие герметичность соединений обсадных труб.

При выборе длины интервалов цементирования придерживаться следующих правил:

а) в скважинах, пробуренных через ММП, все колонны нужно цементировать по всей длине. Это уменьшит опасность повреждения их при повторном замерзании пород в случае длительного простоя скважин;

б) все проницамые породы в интервале между башмаком рассматриваемой колонны и башмаком предыдущей колонны должны быть надежно изолированы, с тем, чтобы не возникли перетоки пластовых жидкостей из одного объекта в другой. Кровля цементного камня должна быть выше верхнего проницаемого объекта не менее чем на 200 – 300 м;

в) не должно быть разрывов сплошности цементного камня, так как участок колонны между двумя зацементированными интервалами может быть разрушен силами, которые возникают при изменении температуры и давления.


3. ОБСАДНЫЕ ТРУБЫ И ИХ СОЕДИНЕНИЯ.

Обсадную колонну составляют из стальных цельнокатаных труб, соединенных друг с другом с помощью резьбы или сварки. Обсадные трубы для нефтяных и газовых скважин изготовляют в состветствии с ГОСТ 632-80. По конструкции все трубы можно разделить на две группы. Основную группу составляют трубы, изготовляемые в виде полого цилиндра круглого поперечного сечения с постоянной по длине толщиной стенки. Вторую группу - трубы изготовляемые в форме цилиндра такого же сечения, утолщенного на одном конце наружу. Трубы с постоянной по длине толщиной стенки соединяют друг с другом в колонну

муфтами. Трубы с утолщенными концами соединяют без помощи муфт, ввинчивая неутолщенный конец одной трубы а утолщенный конец другой. Стандартом предусмотрено 5 разновидностей соединений обсадных труб, четыре из которых - муфтовые: с короткой треугольной резьбой; с удлиненной треугольной резьбой, с трапецеидальной резьбой (ОТТМ); высокогерметичные с трапецеидальной резьбой (ОТТГ). Пятая разновидность - высокогерметичные безмуфтовые соединения ТБО с трапецеидальной резьбой. Согласно ГОСТ 632-80 обсадные трубы с короткой треугольной резьбой могут быть 19 размеров с условным диаметром в диапазоне от 114 до 508 мм. Ассортимент труб с соединениями других разновидностей меньше. По точности и качеству трубы могут быть двух исполнений - А и Б; исполнение "А" более точное. Трубы могут иметь небольшую овальность. ГОСТом предусмотрено изготовление труб одного условного диаметра с разными толщинами стенок (от 5.2 до 16.5 мм - в зависимости от диаметра, группы прочности и конструкции соединения). Наиболее широк ассортимент труб из стали группы прочности "Д". С увеличением группы прочности, как и с увеличением сложности конструкции соединения, а также стоимости трубы ассортимент сокращается. Согласно стандарту обсадные трубы должны изготовляться из сталей 7 групп прочности. После изготовления трубы с навинченными муфтами и безмуфтовые трубы подвергают гидравлическому испытанию. Давление гидравлического испытания рассчитывают так, чтобы приведенное напряжение в теле труб с условным диаметром по 219 мм исполнения "Б" было равно 80% от предела текучести, а в теле труб большего диаметра - 60 %.


4. ПРОЧНОСТНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ И ИХ СОЕДИНЕНИЯ.

В процессе эксплуатации на обсадные колонны могут действовать высокое наружные и внутренние избыточные давления, а также осевые растягивающие ( а иногда - сжимающие) силы. Поэтому обсадные трубы должны обладать достаточной сопротивляемостью по отношению к таким силам.

Если на наружную поверхность трубы создавать равномерное давление жидкостью, в теле трубы возникнут напряжения сжатия; наибольшими они будут на внутренней поверхности, наименьшими – на наружной. Если труба тонкостенная, то при увеличении напряжений она, деформируясь, при некотором значении напряжения, не превышающем предела пропорциональности, может потерять устойчивость круглой формы поперечного сечения. Толстостенная же труба, деформируясь, разрушится как только приведенное напряжение превысит предел прочности материала. В бурении за характеристику сопротивляемости трубы смятию под действием равномерного наружного давления принимают так называемое критическое давление Ркр, то есть такое избыточное наружное давление, при котором напряжение на внутренней поверхности овальной разностенной трубы достигает предела текучести.

Действительная сопротивляемость всегда несколько больше критического давления. Если осевое напряжение растяжения превышает 50 % предела текучести, то уменьшение сопротивляемости смятию может достигать 10 %. Если внутреннюю поверхность трубы нагружать равномерным давлением, последняя может быть разорвана, как только приведенной напряжение превысит предел прочности. За прочностную характеристику сопротивляемости трубы разрыву принимают то избыточное давление в ней, при котором приведенное напряжение на внутренней поверхности становится равным пределу текучести.

В обсадных трубах с треугольной резьбой наиболее опасные напряжения от действия осевой растягивающей силы возникают в сечении по первому витку резьбы полного профиля. За прочностную характеристику таких труб принимают ту осевую силу, при которой приведенное напряжение на наиболее нагруженной стороне профиля резьбы в указанном сечении достигает предела текучести. Эту силу называют страгивающей нагрузкой.

Прочность на растяжение труб с трапецеидальной резьбой характеризуют тремя величинами; одна из них - та осевая нагрузка Ртек, при которой напряжение в сечении по телу трубы за пределами резьбы достигает предела текучести; вторая - та осевая нагрузка Рвыр, при которой происходит вырыв трубы из муфты; третья – та осевая нагрузка Рраз, при которой труба может оборваться в сечении во впадине резьбы первого витка полного профиля. При расчетах за допустимую осевую нагрузку для таких труб принимают наименьшую из величин Ртек/1,3; Рвыр/1,8 и Рраз/1,8.


5.УСЛОВИЯ РАБОТЫ ОБСАДНЫХ КОЛОНН В СКВАЖИНАХ.

При спуске в скважину на колонну действуют растягивающая сила собственного веса труб и жидкости, заполняющей скважину; силы инерции колонны и жидкости; сила взаимодействия труб со стенками скважины; гидродинамические силы, возникающие в результате движения вытесняемой колонной жидкости; силы гидростатического давления жидкости на боковые поверхности колонны; изгибающий момент на участках искривления ствола скважины.

По окончании спуска колонны и цементирования инерционные гидродинамические силы и силы взаимодействия со стенками ствола исчезают; величины других сил могут существенно измениться; возникают также новые силы. Так, при вызове притока в период освоения скважины давление в эксплуатационной колонне снижают значительно ниже пластового в продуктивном горизонте; при этом возникает избыточное наружное давление, которое, если оно окажется достаточно большим, может явиться причиной смятия соответствующего участка колонны.

В газовых и фонтанирующих нефтяных скважин внутреннее давление в верхнем участке колонны при эксплуатации может быть опасно высоким, особенно после закрытия устьевых задвижек. В случае закрытия превентора при газонефтепроявлениях внутреннее давление может опасно возрастать в верхних участках кондуктора и промежуточных колонн. Опасные избыточные давления могут возникнуть в случае негерметичности эксплуатационной колонны, а также если из-за плохого качества цементирования в кольцевом пространстве скважины возникнут перетоки пластового газа.

Если обсадная колонна перекрывает пласт породы, склонный к выпучиванию, наружное давление на участок ее против такого пласта может достигать геостатического. Особенно опасная ситуация возникает в тех случаях, когда указанный участок колонны расположен несоосно со стволом скважины, а поперечное сечение ствола не круглое - это часто приводит к нарушению целостности колонны.

На протяжении многолетней службы в скважине обсадные колонны подвергаются воздействию пластовых жидкостей, которые способны вызвать интенсивную коррозию металла. Промежуточные колонны и кондукторы во время бурения, а эксплуатационные колонны - при эксплуатации, подземных и капитальных ремонтах скважин истираются долотами, замками и муфтами бурильных и насосно-компрессорных труб, а также другим оборудованием, спускаемым к забою. В результате коррозии и износа прочность обсадных труб может серьезно уменьшиться. Поэтому при конструировании обсадных колонн следует учитывать как специфику их нагружения, так и возможную степень износа; при креплении же принимать меры к защите колонн от коррозии и износа.


6. ОСНОВЫ ТЕХНОЛОГИИ СПУСКА ОБСАДНЫХ КОЛОНН В СКВАЖИНУ.

Спуск обсадной колонны - 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, а также специальную смазку для обеспечения герметичности резьбовых соединений при наиболее высоких температурах, возможных в данной скважине.

На буровой обсадные трубы вновь осматривают, проверяют овальность жесткими двойными шаблонами соответствующих диаметров; трубы поврежденные при транспортировке и повышенной овальности отбраковывают, а годные сортируют по группам прочности, толщинам стенок и видам резьбовых соединений и укладывают на стеллажи в порядке, противоположном очередности спуска их в скважину. При укладке каждую трубу нумеруют, измеряют ее длину; номер трубы, ее длину и нарастающую длину колонны записывают в специальный блокнот.

По данным каверно- и профилеграмм выявляют участки резкого искривления. Эти участки тщательно прорабатывают новыми долотами со скоростью не более 35 - 40 м/час и расширяют до нормального диаметра. При проработке целесообразно применять ту же компоновку низа бурильной колонны, которую использовали для бурения последнего интервала скважины (справочн.). После проработки ствол скважины, особенно если условия бурения сложные, калибруют; спускают 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 повторно с несколько меньшей скоростью. По окончании калибровки скважину тщательно промывают в течение одного-двух циклов циркуляции. При проработке применяют промывочную жидкость с минимальной фильтратоотдачей, низкими значениями статического и динамического напряжения 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.

Обсадные колонны длиной до 3000 - 3500 м спускают с помощью механизированных клиньев и одного элеватора; при большей длине клинья обычно не применяют из-за опасности повреждения обсадных труб сухарями; вместо клиньев используют второй элеватор.

При спуске нижний конец колонны может упереться в выступы ствола скважины, что опасно возможностью возникновения аварии. Во избежание этого низ колонны оборудуют специальным толстостенным стальным кольцом - БАШМАКОМ с боковыми промывочными каналами и направляющей пробкой из легкоразбуриваемого материала. Пробка имеет центральный проходной канал и наружную обтекаемую форму.

Башмак навинчивают на БАШМАЧНЫЙ ПАТРУБОК - отрезок толстостенной трубы длиной порядка 2 м, в которой по спиральной линии просверлено несколько отверстий, которые выбирают с таким расчетом, чтобы скорость струй при промывке и цементировании не превышала 20 м/сек6 а поток жидкости равномерно распределялся по периметру колонны.

На расстоянии одной - двух труб от башмака в колонне устанавливают ОБРАТНЫЙ КЛАПАН. Назначение этого клапана - предотвратить поступление тампонажного раствора из кольцевого пространства скважины в колонну по окончании цементирования. Наиболее совершенным является ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНЫЙ обратный клапан ЦКОД. На обсадную трубу такой клапан навинчивают без запорного шара. При спуске в скважину обсадной колонны вытесняемая последней промывочная жидкость направляется частично в кольцевое пространство, а частично через дроссель внутрь обсадных труб. Благодаря этому достигается самозаполнение колонны жидкостью, а гидравлические потери в кольцевом пространстве оказываются меньше, чем в случае, если клапан закрыт и вся вытесняемая жидкость направляется в заколонное пространство.

После спуска в колонну сбрасывают ПЛАСТМАССОВЫЙ шар и потоком промывочной жидкости проталкивают его через резиновую диафрагму до посадки в седло ограничителя. С этого момента устройство ЦКОД начинает работать как обратный клапан; при прямой циркуляции жидкость из колонны вытекает в скважину через окна в ограничителе, перекрытые резинотканевой мембраной. Обратному же току жидкости из скважины в колонну препятствует шар, который слегка приподнявшись упирается в резиновую диафрагму и наглухо закрывает проход в ней.

Клапан ЦКОД может выполнять также функцию посадочного седла для разделительной цементировочной пробки.

Перед навинчиванием тщательно очищают резьбу свободного от муфты конца обсадной трубы волосяной или капроновой щеткой и наносят на нее тонкий слой специальной смазки. Обсадную трубу навинчивают с помощью механизированных ключей или кругового замка Залкина, а затем докрепляют машинными ключами с контролем крутящего момента моментомером. Величина крутящего момента докрепления резьбового соединения регламентирована и зависит от диаметра резьбы.

Спущенная в скважину обсадная колонна должна быть хорошо отцентрирована относительно ствола. Для этого колонну оснащают пружинными или жесткими ЦЕНТРАТОРАМИ. Жесткость пружины центратора должна быть выбрана с таким расчетом, чтобы ось обсадной колонны под действием боковой составляющей веса ее практически не смещалась относительно оси скважины.

ЖЕСТКИЙ ЦЕНТРАТОР представляет собой патрубок с резьбами на концах, к наружной поверхности которого приварено несколько планок, расположенных вдоль или под углом к образующей. Диаметр жесткого центратора всегда меньше диаметра скважины примерно на 10 %. Центраторы целесообразно размещать на колонне на расстоянии 20 - 25 м один от другого, если зенитный угол скважины не превышает 3_; на участках же с большим зенитным углом расстояние между смежными центраторами рассчитывают так, чтобы наибольшая стрела прогиба участка колонны между ними не превышала 4 - 5 % диаметра скважины. Центраторы желательно ставить на каждой трубе близ кровли и подошвы каждого продуктивного горизонта и близлежащих к ним водоносных объектов, выше и ниже каждого наружного пакера и цементировочной муфты на обсадной колонне, а также на участках интенсивного изменения зенитного и азимутального углов. В кавернозных участках ствола скважины их не ставят.

Для лучшего вытеснения промывочной жидкости тампонажным раствором из участков с увеличенным диаметром скважины на колонне близ границы их полезно размещать ТУРБУЛИЗАТОРЫ которые завихряют восходящий поток в кольцевом пространстве. На обсадной колонне турбулизатор фиксируют витым клином. Расстояние между смежными турбулизаторами не должно превышать 3 м. Места размещения турбулизаторов и центраторов на колонне уточняют по данным кавернометрии.

При быстром спуске обсадной колонны возникает значительное гидродинамическое давление на стенки скважины, что может явиться причиной поглощения промывочной жидкости, разрушения обратного клапана или смятия колонны. Поэтому скорость спуска колонны ограничивают.

Пока башмак колонны находится выше слабого пласта, Ргидр на глубине нижнего конца ее во избежание возникновения поглощения должно быть меньше наименьшего из двух значений:

(Рп - р g Zп) еxp [10.0047 (Lп - Lсп)]

Ргидр <

0.5 ( Рп - р g Zп) exp [10.0047(2Lс-Lсп-Lп)] , где

Рп - давление поглощения на глубине Zп, Па;

Zп - глубина залегания слабого пласта ,м;

Lп - расстояние от устья до слабого пласта по оси скважины,м;

Lсп - длина обсадной колонны в рассматриваемый момент спуска, м;

Lс - общая длина скважины,м.

Когда же башмак колонны окажется ниже слабого пласта, скорость спуска следует поддерживать не выше найденной из условия (13.42) при Lсп = Lп. Даже при наиболее благоприятных условиях ВНИИКРнефть рекомендует поддерживать среднюю скорость спуска каждой эксплуатационной колонны не более 1 м/сек, промежуточной – не более 0.8 м/сек, а кондуктора - не более 0.5 м/сек.

При спуске колонны с обратным клапаном  допускающим самозаполнение ее промывочной жидкостью, нужно контролировать полноту заполнения, следя за объемом жидкости, вытекающей из скважины, и нагрузкой на крюк. Если же клапан закрыт и самозаполнения не происходит, в колонну периодически доливают жидкость после спуска каждых 200 - 400 м труб в зависимости от их диаметра. Во время долива колонну следует расхаживать во избежание прихвата. Кроме того, после спуска каждых 500 - 800 м труб необходимо делать промежуточные промывки, чтобы освежить жидкость в скважине, удалить скопившийся шлам и уменьшить опасность газирования.

После окончания спуска колонну оставляют подвешенной на буровом крюке, а скважину тщательно промывают; при этом колонна не должна упираться в забой.


ОСОБЕННОСТИ СПУСКА КОЛОННЫ ПО ЧАСТЯМ.

Большинство обсадных колонн спускают в скважину за один прием. Нередко, однако, очень тяжелые или очень длинные колонны делят на две-три части и спускают соответственно в два-три приема. Так поступают в следующих случаях: если вес обсадной колонны больше прочности обсадных труб на растяжение и невозможно скомпоновать цельную колонну; если при длительном оставлении скважины без промывки (сутки и более) возможно возникновение газонефтепроявления или других серьезных осложнений.

Если колонну приходится делить на части из-за опасности возникновения осложнений, длину нижней части выбирают так, чтобы верхний конец возвышался примерно на 200 м выше кровли возможной хоны осложнений. В других случаях длину каждой части колонны выбирают с учетом прочности труб на растяжение и грузоподъемности буровой установки. Всегда желательно, чтобы верхний конец каждой части находился выше башмака предыдущей колонны, чтобы легче было состыковать с ним нижний конец смежной сверху другой части колонны. Если же это невозможно, верхний конец должен быть расположен в участке скважины с номинальным диаметром и хорошо отцентрирован.

Нижнюю (среднюю) часть обсадной колонны спускают с помощью бурильных труб. В связи с этим в состав обсадной колонны вводят дополнительно элементы оснастки: разъединитель - для соединения нижней (средней) части с бурильными трубами; стыковочный узел для соединения двух частей друг с другом, а иногда устройство для подвески нижней (средней) части в скважине.

Нижнюю (среднюю) часть обсадной колонны спускают в скважину и цементируют. После закачки тампонажного раствора в бурильные трубы сбрасывают верхнюю часть секционной разделительной пробки и поверх нее закачивают продавочную жидкость. В конце закачки продавочной жидкости в бурильные трубы сбрасывают дюралевый или пластмассовый шар. Скважину промывают, пока в пространстве за нижней (средней) частью обсадной колонны не образуется цементный камень, способный удерживать эту часть на весу. Затем бурильные трубы поднимают из скважины.

Основной недостаток разъединителей состоит в том, что во время цементирования и промывки бурильную колонну нельзя вращать.

Для соединения двух частей обсадной колонны друг с другом нижний конец верхней части оборудуют специальным стыковочным устройством.

Для того чтобы облегчить захождение конуса корпуса в раструбный конец спецпереводника, на каждой из трех-четырех труб выше и ниже стыковочного устройства обязательно устанавливают пружинные центраторы.

Потайные колонны также спускают с помощью бурильных труб и разъединителя. Короткие потайные колонны иногда сразу же после цементирования ставят на забой, а бурильные трубы отсоединяют; при этом колонна под действием собственного веса может продольно изогнуться и утратить герметичность в резьбовых соединениях. Если при дальнейшем углублении скважины возможны газопроявления, соединение потайной колонны с предыдущей промежуточной колонны полезно герметизировать пакером.


Контрольные вопросы.

1. Что понимается под конструкцией скважины? Что обеспечивает конструкция скважины?

2. Какие типы обсадных колонн используются в конструкции скважины?

3. Как выбирается количество обсадных колонн и глубина их спуска?

4. Как выбирается диаметр обсадных колонн и высота подъема цемента?

5. Характерные особенности конструкции газовых скважин.

6. Какие трубы применяются для крепления скважин? Какие резьбы используются в этих трубах?

7. Как рассчитывают обсадные колонны?

8. Устройства и приспособления для оснащения обсадных колонн.

9. Организация работ по спуску обсадных колонн в скважину.

10. Условия работы обсадных колонн в скважине.


Опорные выражения.

СКВАЖИНА, КОНСТРУКЦИЯ, ПРИНЦИПЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ, СОВМЕЩЕННЫЙ ГРАФИК БУРЕНИЯ, МУФТА, ТРАПЕЦЕИДАЛЬНАЯ РЕЗЬБА, ИЗБЫТОЧНОЕ ДАВЛЕНИЕ, ПРОЧНОСТЬ НА РАЗРЫВ, СПУСК, ПРОФИЛЕГРАММА, БАШМАК, ОБРАТНЫЙ КЛАПАН, ЦЕНТРАТОР, СПУСК ПО ЧАСТЯМ.


1   2   3   4   5   6   7   8



Похожие:

Министерство высшего и среднего специального образовани республики узбекистан бухарский технологический институт пищевой и легкой промышленности кафедра \"нефтегазовое дело\" лекци и iconМинистерство высшего и среднего специального образования республики узбекистан министерство здравоохранения республики узбекистан
Государственных программ «Год молодёжи», «Год гармонично развитого поколения», соответствующих приказов Министерства высшего и среднего...
Министерство высшего и среднего специального образовани республики узбекистан бухарский технологический институт пищевой и легкой промышленности кафедра \"нефтегазовое дело\" лекци и iconДокументы
1. /О ПРЕОБРАЗОВАНИИ БУХАРСКОГО ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ИНСТИТУТА ПИЩЕВОЙ И ЛЕГКОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ...
Министерство высшего и среднего специального образовани республики узбекистан бухарский технологический институт пищевой и легкой промышленности кафедра \"нефтегазовое дело\" лекци и iconМинистерство образования и науки российской федерации министерство высшего и среднего специального образования республики узбекистан федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Министерство высшего и среднего специального образовани республики узбекистан бухарский технологический институт пищевой и легкой промышленности кафедра \"нефтегазовое дело\" лекци и iconСеминар проекта темпус для вузов ферганской долины
Министерство высшего и среднего специального образования Республики Узбекистан, Национальный офис Темпус Узбекистана, Ферганский...
Министерство высшего и среднего специального образовани республики узбекистан бухарский технологический институт пищевой и легкой промышленности кафедра \"нефтегазовое дело\" лекци и iconСовместный приказ Министра обороны и Министра высшего и среднего специального образования Республики Узбекистан №412/151
Министра обороны и Министра высшего и среднего специального образования Республики Узбекистан №412/151
Министерство высшего и среднего специального образовани республики узбекистан бухарский технологический институт пищевой и легкой промышленности кафедра \"нефтегазовое дело\" лекци и iconПостановление Президент а республики узбекистан 20. 06. 2006 г. N пп-381 об организации информационно-библиотечного обеспечения населения республики
Министерства по делам культуры и спорта, Министерства высшего и среднего специального образования, Министерства народного образования...
Министерство высшего и среднего специального образовани республики узбекистан бухарский технологический институт пищевой и легкой промышленности кафедра \"нефтегазовое дело\" лекци и iconЭлектронную конференцию вступительным словом открыли Заместитель Спикера Законодательной палаты Олий Мажлиса Республики Узбекистан, руководитель фракции сдпу «Адолат» Исмаил Саифназаров
Сдпу «Адолат» в Законодательной палате Олий Мажлиса Республики Узбекистан совместно с Министерством высшего и среднего специального...
Министерство высшего и среднего специального образовани республики узбекистан бухарский технологический институт пищевой и легкой промышленности кафедра \"нефтегазовое дело\" лекци и iconПостановление Кабинета министров республики узбекистан "16" января 2002 й г. №22 Тошкент ш г. Ташкент об организации международного вестминстерского университета в г. Ташкенте
Министерства иностранных дел, Министерства высшего и среднего специального образования Республики Узбекистан, Британского Совета...
Министерство высшего и среднего специального образовани республики узбекистан бухарский технологический институт пищевой и легкой промышленности кафедра \"нефтегазовое дело\" лекци и iconПресс-релиз международная ярмарка «образование и профессия 2013»
Карьера+ и Представительство Россотрудничества в Узбекистане. Выставка пройдет при поддержке Фонда Форума и Министерства высшего...
Министерство высшего и среднего специального образовани республики узбекистан бухарский технологический институт пищевой и легкой промышленности кафедра \"нефтегазовое дело\" лекци и iconПресс-релиз VI республиканский дискуссионный форум «дилемма»
Министерство высшего и среднего специального образования руз и Представительство Британского совета в Узбекистане, представляет собой...
Министерство высшего и среднего специального образовани республики узбекистан бухарский технологический институт пищевой и легкой промышленности кафедра \"нефтегазовое дело\" лекци и iconСанитарные правила и нормы, гигиенические нормативы республики узбекистан
Гигиенические требования к изданиям учебным для общего среднего и среднего специального, профессионального образования
Загрузка...
Разместите кнопку на своём сайте:
Документы


База данных защищена авторским правом ©uz.denemetr.com 2000-2015
При копировании материала укажите ссылку.
обратиться к администрации