Заканчивание нагнетательных наклонно-направленных скважин

Федеральное агенство по образованию

Государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

пермский государственный технический университет

Кафедра «Бурение нефтяных и газовых скважин»

К у р с о в О Й     П р о Е К т

на тему:

Заканчивание

нагнетательных наклонно-направленных скважин на пласт АС_4-8

Федоровского месторождения

по дисциплине: Заканчивание скважин

Выполнил: ст.гр.БНГС-03-2

Каменских Анатолий

Проверил: доц.Долгих Л.Н.

Пермь 2007г.

Содержание

		СТР.
1.	Введение.	3
2.	Исходные данные для составления проекта.	6
3.	Обоснование и проектирование конструкции скважин.	17
4.	Выбор материалов для цементирования скважин.	21
5.	Расчет обсадных колонн на прочность.	26
6.	Обоснование технологической оснастки.	31
7.	Подготовка ствола скважины и обсадных труб к спуску.	33
8.	Обоснование способа цементирования. Расчет технико-технологических параметров процесса цементирования.	35
9.	Обоснование потребного объема материалов для приготовления тампонажного раствора.	36
10.	Обоснование числа смесительных машин и цементировочных агрегатов при закачивании и продавливании тампонажных растворов.	39
11.	Определение времени цементирования.	49
12.	Разработка технологической системы обвязки цементировочной техники.	50
13.	Обоснование способа контроля качества цементирования.	52
14.	Технико-технологическое направление по обеспечению качества строительства кондукторов.	53
15.	Вопросы охраны труда, окружающей среды и техники безопасности.	57
16.	Список использованных источников.	59

1. Введение

В административном отношении Федоровское газонефтяное месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. В непосредственной близости от месторождения проходят нефтепроводы Нижневартовск-Усть-Балык-Омск и Тюмень-Курган-Альметьевск.

Площадь работ представляет собой слабо пересеченную, сильно заболоченную, неравномерно залесенную равнину с массой озер в западной части. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +68 до +89 м. По восточной части месторождения протекает река Тромъеган с притоками: рр. Савуйпоу, Вачингурипъягун, Яккунурий, Эгутьягун, Моховая, Имиягун. В западной части выделяются озера: Пильтанлор, Мяуткутлор, Кытьлор, Унтерлор, Мытльлор, Савуйнеутлор и др. Глубина промерзания мелких рек и озер составляет 0.3-0.5 м. Восточная часть участка залесена на 75%. Болота непроходимые, замерзают лишь к концу января. Растительность представлена смешанным лесом с преобладанием хвойных деревьев и тальниковыми кустарниками по берегам рек и проток. Климат района работ резко континентальный с продолжительной холодной зимой, теплым непродолжительным летом и короткими весной и осенью. Среднегодовая температура низкая и колеблется около +3⁰С. Наиболее высокая температура летом достигает +30⁰С. Зимой температура падает до –50⁰С. Количество осадков достигает 400 мм в год. Максимальное количество осадков приходится на май-август. Снеговой покров устанавливается в конце октября и сходит в конце апреля. Толщина снегового покрова в лесах достигает 2 м. Грунт промерзает до 1.5 м, на болотах до 0.2-0.4 м. Район относится к слабо населенным пунктам. Дорожная сеть в районе из-за сильной заболоченности развита слабо и представлена бетонной дорогой от г. Сургута до г. Нижневартовска и г. Нефтеюганска, а также от г. Сургута до Федоровского месторождения. Железная дорога связывает г. Сургут с г. Тюменью, г. Нижневартовском и г. Уренгоем. ОАО «Сургутнефтегаз» - крупнейшая нефтегазодобывающая организация в Сургутском районе, включающая 57 структурных подразделений, в комплексе выполняющих все виды работ и услуг, необходимых для поисков, разведки, добычи, транспортировки и переработки нефти и газа на территории Сургутского района.

Таблица 0.1. Краткие сведения о районе работ.

Наименование	Значение (текст, название, величина)
1	2
1 Наименование площади (месторождения)	Федоровское
2. Административное положение: республика область (край, округ) район	Российская Федерация Тюменская (ХМАО) Сургутский
2. Номер скважины	6711
3. Год ввода площади в эксплуатацию	1973
2 Температура воздуха, 0С – среднегодовая – максимальная летняя – минимальная зимняя	+3 +30 –50
3 Среднегодовое количество осадков, м	0,4
4 Максимальная глубина промерзания грунта, м	1,5
5 Продолжительность отопительного периода в году, сут.	257
6 Преобладающее направление ветра	Зимой юго-западный, западный; летом северный, северо-восточный
7 Наибольшая скорость ветра, м/с	22
8 Сведение о площадке строительства и подъездных путях:
– рельеф местности	Слабо пересеченная, сильно заболоченная, неравномерно залесенная равнина с массой озер в западной части. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +68 до +89 м
– состояние грунта	Многолетнемерзлые породы отсутствуют; торфяно-болотные, пески, суглинки, глины
– толщина снежного покрова, м	До 2

Продолжение таблицы 0.1.

– характер растительного покрова

смешанный лес с преобладанием хвойных деревьев и тальниковыми кустарниками по берегам рек и проток

2. Исходные данные для составления проекта.

Таблица 1.1. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины

Стратиграфическое подразделение		Глубина залегания по вертикали (по стволу), м		Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и др.)
Индекс	Название	От (кровля)	До (подошва)
Q	Четвертичные отложения	0	50	Пески, торфяники, суглинки, супески.
P2/3	Новомихайловская свита	50	188 (190)	Переслаивание песков, глин, пески серые, с/з, м/з, глины серые, зеленовато-серые.
P1/3	Атлымская свита	188 (190)	280 (283)	Пески серые с/з, м/з, глины серые, зеленовато-серые, алевритистые.
Р1/3 - P3/2	Чеганская свита	280 (283)	441 (447)	Глины светло- зеленые, сидеритизированные с включениями пирита, с прослоями алевролита и известняка.
Р2/2	Люлинворская свита	441 (447)	651 (661)	Глины зеленовато-серые до темных с прослоями алевролита, включениями глауконита.
P1	Талицкая свита	651 (661)	751 (762)	Глины темно-серые, однородные, местами алевритистые с присыпками глауконита.
К2	Ганькинская свита	751 (762)	839 (854)	Глины серые, зеленовато-серые с мелкораковистым изломом.
K2	Березовская свита	839 (854)	950 (966)	Глины серые с голубовато-зеленым оттенком, однородные, слабоопоковидные.
K2	Кузнецовская свита	950 (966)	970 (987)	Глины серые до темно-серых, массивные.
К2+К1	Покурская свита	970 (987)	1740 (1797)	Чередование песков с/з, м/з, песчаников серых, глин и алевролитов с прослоями известняков.
K1	Алымская свита	1740 (1797)	1878 (1943)	Аргиллиты серые, зеленовато-серые с тонкими прослоями алевролитов серых.
K1	Вартовская свита	1878 (1943)	1988 (2058)	Переслаивание газо- нефтенасыщенных песчаников, аргиллитов и алевролитов, аргиллиты темно-серые и серые с прослоями алевролитов.

Примечание: в скобках дана глубина скважины по стволу.

Таблица 1.2. Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Глубина залегания, м		Плотность, кг/м3	Пористость, %	Проницаемость, мкм2	Глинистость, %	Карбонатность, %	Соленость, %	Категория породы по промысловой классификации (мягкая, средняя и т.д.)	Сплош-ность породы
От (кровля)	До (подо-шва)
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
0 50 188 280 441 651 751 839 950 970 1740 1878	50 188 280 441 651 751 839 950 970 1740 1878 1988	1900 2000 1980 1980 2100 2100 2200 1900 2200 2380 2430 2500	35 35 30-35 30-35 30-35 32 32 28 25 20 20-29 25-26	- - - - - - - - - - 0,40-0,60 0,532	15-20 15-20 15-20 20-50 20-50 95-100 95-100 95-100 95-100 40-60 20-30 15-18	0 0 0 0-2 0-2 0 0-2 0-2 0-2 0-2 12-15 11-15	0-1 0-1 0-1 0-1 0-1 Не выраж. Отс. -”- -”- -”- -”- -”-	МС МС МС М М МС М М М С МС С	- - - - - - - - - - - -

Окончание таблицы 1.2.

Таблица 1.3. Нефтеносность

Индекс стра-тиграфичес-кого подразделе-ния	Интервал, м		Тип коллек-тора	Плотность, кг/м3		Подвиж-ность, мкм2/Па×с	Содержание, % по весу		Свобод-ный дебит, м3/сут
	от (кровля)	до (подошва)		в пласто-вых условиях	после дегаза-ции		серы	парафина
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
К1(АС4-8)	1878	1940	Поровый	858	913	0,100	1,07-1,18	2,3-2,9	40

Окончание таблицы 1.3.

Параметры растворенного газа
газовый фактор, м3/м3	содержание, %		относительная по воздуху плотность газа	коэффициент сжимаемости	давление насыщения в пластовых условиях, МПа
	сероводорода	углекислого газа
11	12	13	14	15	16
51	-	-	0,90	0,69	13,8

Таблица 1.4. Водоносность

Индекс страти-графичес-кого подразделе-ния	Интервал, м		Тип кол-лек-тора	Плот-ность, кг/м3	Свобод-ный дебит, м3/сут	Фазовая проницаемость, 10-3мкм2	Химический состав воды в мг-эквивалентной форме
	от (кров-ля)	до (подо-шва)					анионы			катионы
							Cl-	SO4--	HCO3-	Na+	Mg+	Ca++
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
К2-К1	970	1740	Поров.	1012	ДО 2000	0,43	98,1	-	2,0	90,1	2,6	16,0-21,0

Окончание таблицы 1.4.

Степень минерализации, мг-экв/л	Тип воды по Сулину	Относится к источнику  питьевой воды (да, нет)
14	15	16
16,0-21,0	ХЛН – Хлоридно-натриевый	Нет

Таблица 1.5. Осыпи и обвалы стенок скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м		Устойчивость пород, измеряемая временем от момента вскрытия до начала осложнения, сутки	Проработка интервала этого осложнения		Условия возникновения
	от (кров-ля)	до (подо-шва)
				мощ-ность, м	скорость,  м/ч
1	2	3	4	6	7	8
Q – P1	Интенсивное 0-651		3	651	-	Нарушение технологии бурения, превышение скорости СПО, организационные простои (ремонтные работы, ожидание инструмента или материалов), отклонение параметров бурового раствора в т.ч. плотности и др., несвоевременная реакция на симптомы осложнений

Таблица 1.6. Нефтегазоводопроявления

Индекс страти-графиче-ского подра-зделе-ния	Интервал, м		Вид проявляемого флюида (вода, нефть, конден-сат, газ)	Длина столба газа при ликвида-ции газопро-явления, м	Плотность смеси при проявлении для расчета избыточных давлений, кг/м3		Условия возникновения	Характер проявления (в виде пленок нефти, пузырьков газа, перелива воды, увеличение водо отдачи и т.д.)
	от (кров-ля)	до (подо-шва)			внутрен-него	наруж-ного
1	2	3	4	5	6	7	8	9
К1(АС4-8)	1878	1940	Нефть	-	Плотность смеси равна плотности нефти		Пренебрежение к постоянному доливу  жидкости в скважину во время подъема инструмента, снижение давления в скважине ниже гидростатического, низкое качество глинистого раствора, превышение скорости СПО	Перелив раствора на устье

Таблица 1.7. Прочие возможные осложнения

Индекс стратиграфичес-кого подразделения	Интервал, м		Вид (название) осложнения: желобообразование, перегиб ствола, искривление, грифонообразование	Характеристика (параметры) осложнения и возникновения
	от (кровля)	до (подошва)
1	2	3	4	5
K2+K1	970	1740	Обильные водопроявления	Разбавление агрессивными пластовыми водами

Таблица 1.8. Исходные данные для выполнения курсового проекта.

Интервал, м		Вид насыщающего флюида	Характер возможного осложнения	Пластовое давление, МПа	Пластовая температура, ◦С	Давление гидроразрыва, МПа	Параметры применяемой промывочной жидкости (ρ, Т, В, СНС)	Эксплуатационный горизонт	Способ эксплуатации	Ожидаемая приемистость пласта, м3/сут	Наибольшее избыточное давление на устье в эксплуатационной колонне после освоения скважины, МПа
от	до
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
0	651 (661)	Вода	Обвалы и сужения ствола скважины	6,51	19,5	13,02	ρ=1160-1180 кг/м3; Τ=40-45с; В=5-6; СНС=15/25	-	-	-	18
651 (661)	970 (987)	Вода		9,7	29	16,44	ρ=1000-1060 кг/м3; Τ=15-20с; В=8-10; СНС=0-5/    0-10	-	-	-	-
970 (987)	1740 (1797)	Вода	Водопро-явления	17,66	52	29,55	ρ=1080-1140 кг/м3; Τ=20-23с; В=6-8; СНС=0-5/  10-15	-	-	-	-
1740 (1797)	1878 (1943)	Вода		19,06	56	30,05	ρ=1140-1160 кг/м3; Τ=23-25с; В=4-6; СНС=5-10 / 10-15	-	-	-	-
1878 (1943)	1988 (2058)	Нефть	Нефтепро-явления	19,88	58	31,81	ρ=1140-1160 кг/м3; Τ=23-25с; В=4-6; СНС=5-10 / 10-15	АС4-8	Нагне-тание	120	-

Примечание: в скобках дана глубина скважины по стволу.

Таблица 1.9. Расчет профиля наклонно-направленной скважины

3. Обоснование и проектирование конструкции скважин.

Конструкция скважины определяется геологическими условиями района работ, особенностями залегания горных пород, их физико-механическими свойствами, величинами пластовых температур, технологией первичного вскрытия продуктивных пластов, оборудованием забоя скважины, едиными техническими правилами ведения работ при строительстве скважины на нефтяных месторождениях.

Выбор и проектирование конструкции скважины производим согласно положениям [6] в два этапа. На первом этапе обосновываем количество обсадных колонн, глубины их спуска. На втором - размеры колонн, диаметры долот, интервалы цементирования.

Направление предназначено для предотвращения размыва устья скважины и изоляции верхних водоносных горизонтов. Глубина его спуска - 50 метров, определяется конкретными геолого-техническими условиями месторождения.

Глубину спуска кондуктора принимаем 711 (по вертикали 700) метров в соответствии с требованиями руководящего документа [9], что будет достаточно для перекрытия зоны интенсивных осыпей, обвалов и изоляции водоносных горизонтов.

Оптимальное число промежуточных обсадных колонн и глубины установки их башмаков при проектировании конструкции скважин определяем графически, по числу зон с несовместимыми условиями  бурения, которые строятся сопоставлением градиентов пластовых (поровых) давлений (grad Р_пл), давлений гидроразрыва (поглощения) пластов (grad Р_гр), прочности и устойчивости пород (grad Р_уст) (рисунок 2.1.).

grad Р_{ПЛ z}  МПа/м,                                             (2.1.)

grad Р_{ГР z}  МПа/м,                                              (2.2.)

grad Р_{УСТ z}  МПа/м,                                          (2.3.)

где    Р_уст = Р_пл · К_р – давление относительной устойчивости породы, Па;

Р_пл – пластовое давление на глубине Z, Па;

Р_гр – давление гидроразрыва на глубине Z, Па;

К_р – коэффициент резерва, регламентированный [7].

Пример расчета для интервала 0-651 м ( глубина по стволу 661м).

grad P_пл =  МПа/м;

grad P_гр =  МПа/м;

grad P_уст =  МПа/м;

Р_уст = 6,51 · 10⁶ · 1,1 = 7,16 МПа.

Расчет градиентов для остальных интервалов производится по вышеприведенной методике. Результаты расчетов представлены в таблице 2.1.

Таблица 2.1. – Градиенты давлений

Глубина определения давления, м	grad Pпл, МПа/м	grad Pгр, МПа/м	grad Pуст, МПа/м
1	2	3	4
0-651(661)	0,01	0,02	0,011
651(661)-970(987)	0,01	0,017	0,011
970(987)-1740(1797)	0,0102	0,017	0,0107
1740(1797)-1878(1943)	0,0102	0,016	0,0107
1878(1943)-1988(2058)	0,01	0,016	0,0105

Примечание: в скобках дана глубина скважины по стволу.

По данным таблицы 2.1. строится совмещенный график изменения градиентов давлений (рисунок 2.1.).

Анализируя график, не было установлено интервалов, несовместимых по условиям бурения. Учитывая опыт бурения на Федоровском месторождении, рекомендации методических указаний [2] и характерные геологические условия, принимаем следующую конструкцию скважины:

1.    Направление 0-50 м.

2.    Кондуктор 0-711м.

3.    Эксплуатационная колонна 0- 2058м.

Интервалы  цементирования колонн принимаем в соответствии с Правилами [7], согласно которым направление и кондуктор в нефтяных скважинах должны быть зацементированы до устья. В случае крепления эксплуатационной колонны для нефтяной скважины высота подъема тампонажного раствора должна составлять не менее 150 м над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения секций обсадных колонн, а также башмаком предыдущей обсадной колонны согласно Правилам [7].

Диаметр эксплуатационной колонны выбирают, исходя из ожидаемых суммарных дебитов (приемистостей), габаритов оборудования, которое должно быть спущено в данную колонну для обеспечения заданных дебитов, проведения геофизических исследований, опробования продуктивных пластов.

Диаметры промежуточных колонн и кондукторов, а также диаметры долот  для бурения под каждую колонну (d_Д) находят из следующих соотношений:

- диаметр ствола скважины  под обсадную колонну с наружным диаметром по муфте (d_М)

d_Д = d_М + Dн, мм                                                      (2.4.)

- наружный диаметр предыдущей обсадной колонны [( d_Н)_пред]

(d_Н)_пред = d_Д + 2(Dв +d), мм                                      (2.5.)

Глубина по вертикали, м	Градиенты давлений, МПа/м · 102													Глубина спуска колонны (по стволу скважины), м					Плотность бурового раствора, кг/м3 (ρ)
100																	402		1100-1180
															50
200
300
400
500																	557
600
700
800																711			1070-1160
900
1000
1100
1200
1300
1400
1500
1600
1700
1800
																1783
1900
2000
																	2058
2100

Рисунок 2.1. – Совмещенный график изменения градиентов давлений. Условные обозначения:

                    -  цементный раствор,            - облегченный цементный раствор,            - буферная жидкость,

 

где Dн - разность диаметров между муфтой обсадной колонны и стенкой ствола скважины;

Dв - радиальный зазор между долотом и внутренней поверхностью той колонны, через которую оно должно проходить при бурении скважины от 5 до 10 мм;

d - наибольшая возможная толщина стенки труб данной колонны.

Расчетные значения диаметров долот уточняют по ГОСТ 20692-2003 [10], а обсадных труб по ГОСТ 632-80 [11].

Ожидаемая суммарная приемистость 120 м³/сут. Принимаем диаметр эксплуатационной колонны d_ЭКС = 146 мм.

Диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну при Δн = 20 мм, d_М = 166 мм:

d_Д = 166 + 20 = 186 мм.

Принимаем долото диаметром d_Д = 190,5 мм. Определяем диаметр кондуктора при Δв = 10 мм, δ = 11,1 мм:

d_К = 190,5 + 2 · (10 + 11,1) = 232,7 мм.

Принимаем диаметр кондуктора d_К = 245мм. Диаметр долота для бурения под кондуктор при d_М = 269,9 мм, Δн = 25 мм:

d_Д = 25 + 269,9 = 294,9 мм.

Принимаем диаметр долота d_Д = 295,3 мм. Определяем диаметр направления при Δв = 5 мм, δ = 8,5 мм:

d_Н = 295,3 + 2 · (5 + 8,5) = 322,3 мм.

Принимаем диаметр направления d_Н = 324 мм. Определяем диаметр долота для бурения под направление при Δн = 39 мм, dм = 351 мм:

d_Д = 39 + 351 = 390 мм.

Принимаем диаметр долота d_Д = 393,7 мм.

Результаты расчетов сводятся в таблицу 2.2.

Таблица 2.2. - Конструкция скважины

4. Выбор материалов для цементирования скважин.

Выбор вида тампонажного материала (согласно требованиям Правил [7]) производится по наибольшей температуре в скважине, с учетом агрессивности окружающей среды. Рекомендуется интервал против продуктивных пластов цементировать бездобавочным тампонажным раствором. Наибольшей термодинамической температуре соответствует  марка цемента ПЦТ I-100 ГОСТ 1581-96. Вышележащие интервалы цементируются облегченным тампонажным раствором (марка цемента ПЦТ III Об 5-50 ГОСТ 1581-96).

Обоснование  плотности тампонажного раствора для цементирования вышележащих интервалов производим из условия поглощения тампонажного раствора наиболее «слабым» пластом (определяется по давлению гидроразрыва из совмещенного графика давлений) и наиболее полного вытеснения буровой промывочной жидкости из затрубного пространства.

Плотность тампонажного раствора следует выбирать из соотношения:

,                                      (3.1.)

с учетом ограничений

Р_ТР ≤ Р_ПОГЛ                                                              (3.2.)

ρ^н_тр =  r_пж + Dr .                                                   (3.3.)

В частном случае из выражения (3.2.)

.                                               (3.4.)

В приведенных выражениях:

 - плотность промывочной жидкости, верхний и нижний допустимые величины плотности тампонажного раствора, кг/м³; Dr - необходимое превышение плотности тампонажного раствора над плотностью вытесняемого бурового раствора, кг/м³; Р_ПОГЛ - давление разрыва пород на той же глубине, Па; м; L_п - глубина залегания подошвы наиболее «слабого» пласта, м; h – уровень тампонажного раствора от устья скважины, м. Если буферная жидкость не применяется или высота столба ее в кольцевом пространстве мала, то рекомендуется принимать Dr »200¸250 кг/м³.

Возможное значение плотности тампонажного раствора ρ_тр ориентировочно принимается в пределах установленных границ (желательно ближе к верхней границе) и проверяется условие недопущения поглощения тампонажного раствора продуктивным пластом на момент окончания цементирования скважины (Р_КПЗ < Р_ПОГЛ).

Рассчитываем:

 МПа,  кг/м³,  м, м.

 кг/м³,

кг/м³.

Принимаем плотность бездобавочного тампонажного раствора ρ_б = 1800 кг/м³.

Для цементирования интервала от 1783(по вертикали 1728) до 557(по вертикали 550) метров используем облегченный тампонажный раствор с плотностью ρ_о = 1520 кг/м³. Плотности тампонажных растворов принимаем предварительно.

давление в кольцевом пространстве на забой скважины определяется как

Р_кпз = Р_гскп + DР_кп + Р_укп  ≤  Р_погл  ,                        (3.5.)

где Р_гскп, DР_кп, Р_укп – соответственно давление гидростатическое, гидродинамическое и на устье в кольцевом пространстве, Па;

Р_гскп = g·(r_б.р·h_б.р + r_буф.ж∙h_буф.ж+r_о·h_о + r_б·h_б),                (3.6.)

r_б.р, r_буф.ж, r_о, r_б – соответственно плотности бурового раствора, буферной жидкости, облегченного тампонажного и бездобавочного растворов, кг/м³;

h_б.р, h_буф.ж., h_о, h_б – соответственно высота подъема бурового раствора, буферной жидкости, облегченного и бездобавочного тампонажных растворов, м.

Принимается Р_укп = 0.

Расчет:

Р_гскп= (1160∙400 + 1100∙150 + 1520·1178 + 1800·260)∙9,81= 28,3 МПа;

Тампонажный раствор – это вязкопластичная жидкость. Расчет гидродинамических давлений производим по известным формулам для вязкопластичной жидкости.

Режим течения вязкопластичной жидкости определяется по критическому числу Рейнольдса (Re_кр)

Rе_кр = 2100 + 7,3 (Не)^0,58,                                                (3.7.)

где      Не – число Хендстрема.

При течении в кольцевом пространстве:

Не_кп = ,                                                             (3.8.)

где   t_оi - динамическое напряжение сдвига i-прокачиваемой жидкости, Па, ;

r_i – плотность i - прокачиваемой жидкости, кг/м³;

h_i – пластическая вязкость i - прокачиваемой жидкости, Па×с,

;

d_r – диаметр кольцевого пространства, м.

d_r = к×d_д – d_н,                                                                    (3.9.)

где   к – коэффициент кавернозности;

d_д – диаметр долота, м;

d_н – наружный диаметры обсадных труб, м;

Если Rе_кр > Rе = 2300 - режим течения турбулентный.

Критическая производительность насосов цементировочных агрегатов при этом будет равна:

Q_кр = Rе_кр·F_кп · η_i / (d_r·r_i),                                               (3.10.)

где    Q_кр - критическая производительность насосов агрегатов, м³/с;

F_кп - площадь поперечного сечения кольцевого пространства, м²;

Величина F_кп определяется из выражения:

F_кп = π (d²_скв - d²_н) / 4 ,                                                    (3.11.)

где d_н – наружный диаметр обсадной колонны, м;

d_скв – диаметр скважины, м. d_скв = К∙d_Д (К - коэффициент кавернозности породы).

При турбулентном движении любой жидкости гидродинамическое давление, создаваемое в кольцевом пространстве скважины, рассчитывается по формуле Дарcи-Вейсбаха [3]:

                                                    (3.12.)

где l_i –длина кольцевого пространства на i-том участке;

l - коэффициент гидравлических сопротивлений.

Для вязкопластичной жидкости коэффициент гидравлических сопротивлений в [3] предлагают рассчитывать по формуле:

.                         (3.13.)

где К_э – шероховатость элементов циркуляционной системы.

Шероховатость в обсаженном заколонном участке ствола скважины К_э = 3·10^-4м, в необсаженном К_э = 3·10^-3м.

Расчет:

Для облегченного тампонажного раствора:

Па; Па·с.

Для бездобавочного тампонажного раствора:

Па;  Па·с;

Для промывочной жидкости:

Па;  Па·с;

м;

;

;

;

;

;

;

F_кп = = 0,027 м²;

 м³/с;

м³/с;

м³/с;

;

;

;

Па;

Па;

Р_кпз = 28,3·10⁶ + 1,26·10⁶ + 0,42·10⁶ + 0,19·10⁶ + 0 = 30,17 МПа.

По условию:

Р_КПЗ < Р_ПОГЛ

 МПа,

30,17 < 31,81 - условие недопущения поглощения выполняется, следовательно, плотности тампонажных растворов подобраны правильно.

Тампонажные растворы, используемые для цементирования эксплуатационной колонны, приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1. – Рекомендуемые составы и параметры растворов для цементирования скважины

Название колонны	Состав раствора	ρ, кг/м3	ηпл, Па·с	τо, Па
1	2	3	4	5
Направление	ПЦТ II – 50 ГОСТ 1581-96	1500	0,023	5,75
	Техническая вода (с добавлением 2% CaCl2)	1030	-	-
	Буферная жидкость (вода + НТФ + КМЦ)	1100	-	-
	Промывочная жидкость (глинистый раствор)	1180	-	-
	Продавочная жидкость (солевой раствор)	1140	-	-
Кондуктор	ПЦТ II – 50 ГОСТ 1581-96	1500	0,023	5,75
	Техническая вода (с добавлением 2% CaCl2)	1030	-	-
	Буферная жидкость (вода + НТФ + КМЦ)	1100	-	-
	Промывочная жидкость (глинистый раствор)	1080	-	-
	Продавочная жидкость (солевой раствор)	1090	-	-
Эксплуатационная колонна	ПЦТ I – 100 ГОСТ 1581-96	1800	0,042	8,3
	Техническая вода (с добавлением 2% КМЦ)	1020	-	-
	ПЦТ III Об 5-50 ГОСТ 1581-96	1400	0,0245	4,9
	Буферная жидкость (вода + НТФ + КМЦ)	1100	-	-
	Промывочная жидкость (глинистый раствор)	1160	0,0143	2,86
	Продавочная жидкость (солевой раствор)	1140	-	-

5. Расчет обсадных колонн на прочность.

Целью расчета обсадных колонн на прочность является проектирование равнопрочной колонны по всему интервалу крепления.

Методика расчета обсадных колонн сводится к определению наружных избыточных Рн_и и внутренних избыточных Рв_и давлений, а также растягивающих нагрузок Q.

На основании исходных и расчетных данных определяем схемы расположения технических жидкостей (цементного камня) внутри и за колонной на различных этапах строительства и эксплуатации скважины.

 

       а)                                         б)                                          в)

Рисунок 4.1. – Схемы расположения технических жидкостей (цементного камня) на моменты: а) окончание цементирования, б) освоение снижением уровня, в) испытание на герметичность снижением уровня. Условные обозначения: h – расстояние от устья до уровня облегченного тампонажного раствора (цементного камня); L" – расстояние от устья до уровня бездобавочного тампонажного раствора (цементного камня); L - расстояние от устья до башмака эксплуатационной колонны; L_о - расстояние от устья до башмака кондуктора; H_о , H_и - расстояние от устья до уровня жидкости в колонне при освоении и испытании на герметичность снижением уровня соответственно.

Основные формулы, необходимые для расчета наружных избыточных давлений:

,                                                       (4.1.)

,                                                           (4.2.)

.                                                           (4.3.)

где Р_НИ – наружное избыточное давление;

Р_Н – наружное давление;

Р_В – внутреннее давление;

ρ – плотность промывочной, продавочной, испытательной, поровой жидкости и тампонажного раствора;

g – ускорение свободного падения;

h – высота столба промывочной, продавочной, испытательной, поровой жидкости и тампонажного раствора.

Расчет:

Необходимые данные:

ρ_б = 1800 кг/м³ – плотность бездобавочного тампонажного раствора;

ρ_о = 1520 кг/м³ – плотность облегченного тампонажного раствора;

ρ_бр = 1160 кг/м³ – плотность промывочной жидкости;

ρ_пр = 1140 кг/м³ – плотность продавочной жидкости;

ρ_пор = 1030 кг/м³ – плотность поровой жидкости;

ρ_ж = 1140 кг/м³ – плотность испытательной жидкости;

h = 550 (557) м;

L = 1988 (2058) м;

L_o = 700 (711) м;

L" = 1728 (1783) м;

Н_о = 750 (767) м;

Н_и = 800 (818) м.

Примечание: в скобках дана глубина скважины по стволу.

1. Окончание цементирования.

 МПа.

 МПа.

2. Освоение снижением уровня.

 МПа.

 МПа.

3. Испытание на герметичность снижением уровня.

 МПа.

 МПа.

Рассчитываем . Испытание на герметичность в один прием без пакера.

Для колонны мм, минимально необходимое избыточное внутреннее устьевое давление при испытании на герметичность МПа, а наибольшее избыточное давление на устье в эксплуатационной колонне после освоения скважины  МПа (данные таблицы 1.8.), так как 1,1> , то = 1,1Р_у.

МПа.

МПа.

Строим эпюры избыточных наружных и внутренних давлений. По максимальным значениям строим обобщенные эпюры Р_НИ и Р_ВИ. Для построения эпюры избыточных давлений на вертикальной оси откладывают значения глубин по стволу скважины, а в горизонтальном направлении значения давлений, определенных по значениям вертикальных проекций (рисунок 4.2.).

Проверяем выбранную эксплуатационную колонну на прочность. Для этого проверяем следующие условия:

1. на смятие                             ;                                                 (4.4.)

2. на разрыв                             ;                                                   (4.5.)

3. на растяжение                      .                                                    (4.6.)

где Р_КР – критическое давление для обсадных труб по ГОСТ 632-80, МПа;

Р_Т – внутреннее давление, при котором напряжения в теле трубы по ГОСТ 632-80 достигают предела текучести, МПа;

[Р] – допустимая растягивающая нагрузка для обсадных труб по ГОСТ 632-80, кН;

п₁ – коэффициент запаса прочности на наружное избыточное давление;

п₂ - коэффициент запаса прочности на внутреннее избыточное давление;

Q – вес секции обсадных труб, кН.

Принимаем длину первой секции по стволу на 58 метров выше кровли эксплуатационного пласта мощностью 65 метров с учетом зумпфа (50 метров) м.

МПа, МПа.

Выбираем обсадные трубы типа ОТТМ «А» группы прочности «Д» с толщиной стенки 7 мм, для которых МПа , МПа, , . Проверяем выбранные трубы на выполнение условий (4.4.), (4.5.):

;

 - условие (4.4.) выполняется;

;

 - условие (4.5.) выполняется.

Определяем вес первой секции: кН. Для данных труб с данной толщиной стенки [Р₁] = 931 кН при п₃ = 1,25. проверяем условие (4.6.).

 - условие выполняется.

Выбранные трубы подходят.

На уровне верхнего конца первой секции на глубине 1885 м. МПа. Этому давлению при  соответствуют трубы типа ОТТМ «А» группы прочности Д с толщиной стенки 7 мм, для которых МПа. Внутреннее избыточное давление на данной глубине равно МПа. Для данных труб МПа, . Определяем  для труб второй секции по формуле для условий двухстороннего нагружения, с учетом влияния растягивающих нагрузок от веса первой секции.

,                                               (4.7.)

где Q₁ – осевая растягивающая нагрузка на трубу от предыдущей секции;

Q_Т – растягивающая нагрузка, при которой напряжение в теле трубы достигает предела текучести.

МПа.

Проверяем выбранные трубы на выполнение условий (4.4.), (4.5.):

;

 - условие (4.4.) выполняется;

;

 - условие (4.5.) выполняется.

Длину второй секции определим по формуле:

                                                                                
                          (4.8.)

где [Р₂] = 931 кН при п₃ = 1,25, кН, q₂ = 0,245 кН.

м.

Так как величина l₂ оказалась больше оставшейся глубины скважины, то принимаем длину второй секции м. Определяем вес второй секции: кН. Проверяем условие (4.6.).

 - условие выполняется.

Выбранные трубы подходят.

Таким образом принимаем эксплуатационную колонну односекционной и находим ее общий вес кН. Проверяем условие (4.6.).

 - условие выполняется.

Выбранные трубы подходят.

Результаты расчетов сводятся в таблице 4.1.

Таблица 4.1. Конструкция экплуатационной колонны.

6. Обоснование технологической оснастки.

Элементы оснастки обсадной колонны представляют собой комплекс устройств, применяемых для успешного спуска обсадных колонн и качественного цементирования скважины, надежного разобщения пластов с нормальной последующей эксплуатацией скважины.

С целью улучшений проходимости колонны по стволу скважины, на конец каждой колонны, перед её спуском, устанавливают башмак с направляющей насадкой. Башмак крепится к низу обсадной колонны на резьбе или с помощью сварки.

Обратные клапаны, применяемые при цементировании скважин, монтируются в башмаке колонны или на 10-20 метров выше него (чаще всего в обсадной трубе с упорным кольцом).

Центраторы предназначены для обеспечения концентричного положения обсадной колонны при её спуске и последующем цементировании. Центраторы для эксплуатационной колонны устанавливаются в интервале продуктивного пласта через 10 метров плюс по 2 центратора выше кровли и 2 центратора ниже подошвы, выше башмака кондуктора – 1 центратор, в кровле сеномана 1 центратор, в покурской свите – 2 штуки и возле устья 1 штука (результаты геофизических работ).

Разделительные цементировочные пробки используют для разобщения тампонажного раствора от бурового и продавочной жидкости при цементировании обсадных колонн, а также получения сигнала об окончании процесса продавливания тампонажного раствора.

Головка цементировочная универсальная предназначена для обвязки устья при цементировании нефтяных и газовых скважин в одну и более ступеней с одновременным расхаживанием обсадных колонн.

Упорное кольцо (кольцо "стоп") предназначено для получения четкого сигнала об окончании процесса продавливания тампонажного раствора при цементировании скважины. Его изготовляют из серого чугуна и устанавливают в муфте обсадной колонны на расстояния 10-30 м от башмака.

Элементы оснастки обсадных колонн приведены в таблице 5.1.

Таблица 5.1. Технологическая оснастка обсадных колонн.

Название колонны, условный диаметр, мм	Элементы технологической оснастки
	Наименование, шифр, типоразмер	ГОСТ, ОСТ, МРТУ, ТУ и т.п. на изготовление	Диаметр, мм		Длина (высота), мм	Масса, кг	Количество, шт.
			Наруж- ный	Внутренний
1	2	3	4	5	6	7	8
Направление, 324	Цементировочная головка ГУЦ 324/100 Башмак Б-324 Пробка ПВЦ-324-340 Обратный клапан ЦКОД-324-2	ТУ 26-02-18-71 ОСТ 26-02-227-71 ТУ 39-01-268-76 ТУ 39-196-76	- 351 328 351	- 308 - -	1320 350 390 350	410 60 37 76,5	1 1 1 1
Кондуктор, 245	Цементировочная головка ГУЦ 245/320 Башмак БК-245 ОТТМ Центратор ЦЦ 245/295-320-1 Обратный клапан ЦКОД-245-ОТТМ Пробка ПВЦ-219-245 Упорное кольцо «стоп» 245	ТУ 26-02-18-71 ОСТ 39-011-74 ТУ 39-01-08-283-77 ТУ 39-01-08-283-77 ТУ 39-01-268-76 ТУ 26-02-245-70	- 270 370 270 235 234	- 120 247 - - 180	1225 413 680 365 290 18	363 57 16,8 57,2 18 2,48	1 1 3 1 1 1
Эксплуатаци- онная колонна, 146	Цементировочная головка ГУЦ 146/400 Башмак БК–146 ОТТМ Обратный клапан ЦКОД-146 ОТТМ Центратор ЦЦ-146/191-216-2 Пробка ПВЦ-146-168 Упорное кольцо «стоп» 146	ТУ 26-02-18-71 ОСТ-30-011-74 ТУ-39-01-08-281-77 ТУ 39-01-08-283-77 ТУ 39-01-268-76 ТУ 26-02-245-70	- 166 166 270 158 136	- 70 - 148 - 80	1148 334 350 620 205 15	305 22 19,8 10,3 5 1	1 1 1 15 1 1

7. Подготовка ствола скважины и обсадных труб к спуску.

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 данной скважине.

На трубно-инструментальной базе бурового предприятия все трубы, прошедшие осмотр, подвергаются гидравлическим испытаниям на специальных стендах. Предельное давление при испытании определяют в зависимости от ожидаемых максимальных давлений. Для эксплуатационных и промежуточных колонн оно должно превышать ожидаемое внутреннее избыточное давление на 5-20%. Трубу выдерживают под максимальным давлением не менее 10 секунд и слегка обстукивают её поверхность вблизи муфт. Труба признается годной, если не обнаруживается никаких следов проникновения влаги изнутри. У прошедшей испытание трубы на прочищенные и смазанные резьбы навинчивают специальные предохранительные колпачки для их защиты от повреждений при транспортировке на буровую.

На буровой обсадные трубы вновь осматривают, шаблонируют, сортируют по группам прочности, толщинами стенок и видам резьбовых соединений и укладывают на стеллажи. При укладке каждую трубу номеруют и измеряют её длину.

Нижняя часть обсадной колонны заблаговременно на мостках оснащается колонным башмаком и обратным клапаном с упорным кольцом. Измеряется общая длина обсадных труб, после чего рассчитывается их количество для спуска в скважину. С муфт и ниппелей снимаются предохранительные колпаки. Обсадные трубы, до спуска в скважину, опрессовываются водой, достигая 0,6-0,8 предела текучести материала труб. Визуально осматривают все трубы, предназначенные для спуска в скважину, и отбраковываются те из них, в которых обнаружены явные дефекты (трещины, вмятины, кривизна, повреждение резьбы и т. д.).

Перед спуском колонны ствол скважины проработать в местах сужений и посадок со скоростью, не более 40 м/ч компоновкой, которой осуществлялось углубление скважины; привести параметры бурового раствора в соответствие с ГТН. Промыть скважину в течении двух циклов с производительностью, которая была при бурении.

При спуске колонны, как правило, нагрузка нам буровое оборудование возрастает. Поэтому перед спуском обсадных колонн необходимо тщательно проверить исправность всего бурового оборудования, надежность его крепления; проверить соосность вышки и стола ротора. Проверяют исправность буровой лебедки и ее тормозной системы, надежность крепления буровой лебедки, а также состояние ее электрической и пневматической систем; состояние талевой системы и надежность противозатаскивателя талевого блока под кронблок; надежность машинных ключей, а также ключей АКБ, ПКР и их пневматических систем.

На рабочем месте размещают заранее подготовленные петли, канаты, необходимый ручной инструмент и резьбовую смазку, устанавливают прожекторы или дополнительные переносные взрывобезопасные лампы для улучшения освещения приемных мостков.

На буровой необходимо также иметь переводник для присоединения ведущей трубы к обсадной колонне для промежуточных промывок скважины или специальную промывочную головку.

Превентора и остальное противовыбросовое оборудование должно быть исправно.

8. Обоснование способа цементирования. Расчет технико-технологических параметров процесса цементирования.

Способ цементирования обосновывается в зависимости от особенностей геологического строения разреза разбуриваемого Федоровского месторождения, высоты подъема тампонажного раствора за обсадной колонной, опасности возникновения осложнений.

Цементирование производим в одну ступень прямым способом, так как в разрезе нет зон резкого перепада давлений и температуры, и опасность перетоков пластовых флюидов невелика в период схватывания и загустевания тампонажного материала.

Целью расчета процесса цементирования является определение потребного количества тампонажных материалов, жидкости затворения, продавочной и буферной жидкостей, числа цементировочных агрегатов и цементосмесительных машин, технологических параметров процесса цементирования (объем и производительность цементировочных агрегатов при продавке). Зная эти данные, определяем планируемое время цементирования обсадной колонны и, при необходимости, производим подбор реагентов и их количество.

9. Обоснование потребного объема материалов для приготовления тампонажного раствора.

Объем тампонажного раствора определяется объемом кольцевого пространства в интервале цементирования.

Объем «бездобавочного» тампонажного раствора:

;                        (8.1.1.)

Объем «облегченного» тампонажного раствора:

;                           (8.1.2.)

где К – коэффициент кавернозности;

– диаметр долота, м;

– наружный диаметр обсадной колонны, м;

– внутренний диаметр обсадной колонны вблизи башмака, м;

– интервал цементирования, м;

– высота подъема «бездобавочного» тампонажного раствора в заколонном пространстве, м;

– расстояние от башмака обсадной колонны до кольца «стоп», м.

Определяется потребное количество тампонажного материала. Количество тампонажного материала (портландцемента) – q_i (т) для приготовления 1 м³ тампонажного раствора:

                                                              (8.1.3.)

где В/Ц – водоцементное отношение;

ρ_i – плотность i-го тампонажного раствора, кг/м³.

Общая масса тампонажного материала для приготовления тампонажных растворов (М_iтм):

М_iтм = К_т · q_i · V_iтр,                                        (8.1.4.)

где К_т = 1,03…1,06 – коэффициент, учитывающий потери цемента при транспортировке и затворении.

Масса компонентов тампонажной смеси:

М_аi = a_i · М_iтм;                                                (8.1.5.)

где - массовая доля i – го компонента твердого вещества в тампонажной смеси.

Количество жидкости затворения для приготовления тампонажных растворов:

М_жi = К_в · (В/Ц) · М_iтм,                                  (8.1.6.)

где К_в  = 1,08…1,10 – коэффициент, учитывающий потери воды при затворении.

Необходимый объем жидкости затворения для приготовления тампонажных растворов:

V_жi = [К_в · (В/Ц) · М_iтм]/ρ_ж ,                         (8.1.7.)

где ρ_ж – плотность жидкости затворения.

Количество химических реагентов для регулирования свойств тампонажных растворов определяется в зависимости от процентного содержания химреагента по отношению к массе сухого тампонажного материала.

Необходимый объем продавочной жидкости:

,                      (8.1.8.)

где V_м – объем трубопроводов, связывающих цементировочные агрегаты с цементировочной головкой, м³. Принимаем V_м = 0,5 м³;

L – глубина скважины по стволу, м;

Δ – коэффициент сжимаемости продавочной жидкости (принимаем для труб с d_н = 0,146 м: Δ = 1,02).

Необходимый объем буферной жидкости:

,                  (8.1.9.)

где l_буф.ж. – необходимая высота столба буферной жидкости за   колонной, м.

Таблица 8.1.1. Исходные данные для расчета процесса цементирования.

Наименование колонны	DД, м	dн, м	dв, м	Lб, м	Н, м	lбуф.ж.	lс, м	L, м	К
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Эксплуатационная колонна	0,1905	0,146	0,132	275	1501	155	10	2058	1,25

Необходимый объем «бездобавочного» тампонажного раствора:

м³.

Необходимый объем «облегченного» тампонажного раствора:

м³.

Необходимый объем продавочной жидкости:

м³.

Необходимый объем буферной жидкости:

м³.

Рассчитываем потребное количество материалов для «бездобавочного» тампонажного раствора:

V_б = 7,78 м³, В/Т = 0,5, ρ_б = 1800 кг/м³, К_т = 1,04, К_в = 1,09,

ρ_ж = 1030 кг/м³, а_КМЦ = 0,02 (2%).

 кг = 1,2 т / для приготовления 1 м³/;

т;

т;

т;

V_ж = [1,04 ·(0,5) · 9710]/1030 = 5,14 м³.

Рассчитываем потребное количество материалов для «облегченного» тампонажного раствора:

V_о = 34,06 м³, В/Т = 0,8, ρ_о = 1520 кг/м³, К_т = 1,04, К_в = 1,09,

ρ_ж = 1030 кг/м³.

 кг = 0,844 т / для приготовления 1 м³/;

т;

т;

V_ж = [1,04 ·(0,8) · 29900]/1030 = 25,31 м³.

Рассчитываем потребное количество материалов для буферной жидкости:

V_буф.ж. = 4,31 м³, ρ_буф.ж. = 1100 кг/м³, КМЦ – 28 %, НТФ – 10 %,

вода – 62 %.

М_буф.ж. = V_буф.ж · ρ_буф.ж. = 4,31·1100 = 4,74 т;

т;

т;

V_воды = 0,62·4,31 = 2,67 м³.

Результаты расчетов сводятся в таблицу 8.1.2.

Таблица 8.1.2. Потребное количество материалов для цементирования эксплуатационной колонны.

Название или шифр	ГОСТ, ОСТ, ТУ на изготовление	Единица измерения	Потребное количество
Бездобавочный тампонажный раствор		м3	7,78
ПЦТ I – 100	ГОСТ 1581-96	т	9,71
Техническая вода		м3	5,14
КМЦ-600	ТУ 6-55-221-1311-93	т	0,19
Облегченный тампонажный раствор		м3	34,06
ПЦТ III Об 5-50	ГОСТ 1581-96	т	29,9
Техническая вода		м3	25,31
Буферная жидкость		м3	4,31
КМЦ-600	ТУ 6-55-221-1311-93	т	1,327
НТФ		т	0,474
Техническая вода		м3	2,67
Продавочная жидкость		м3	29,08

10. Обоснование числа смесительных машин и цементировочных агрегатов при закачивании и продавливании тампонажных растворов.

Для приготовления тампонажного раствора выбирается тип и определяется число смесительных машин (n_см):

,                                                    (9.1.)

где m_i – насыпная масса сухой тампонажной смеси, кг/м³;

V_бун – емкость бункера смесительной машины, м³.

Процесс закачивания тампонажного раствора должен осуществляться с максимальной производительностью. При этом производительность цементировочных агрегатов должна примерно соответствовать производительности смесительных машин.

Число цементировочных агрегатов в этом случае определяем соотношением:

.                                                           (9.2.)

А их общая производительность:

,                                                    (9.3.)

где q_см – производительность одной смесительной машины, м³/с;

Q_ЦА – суммарная производительность цементировочных агрегатов, м³/с;

q_ЦА – максимальная производительность цементировочного агрегата, м³/с.

В свою очередь производительность одной смесительной машины определяем по формуле:

,                                                (9.4.)

где Q_в - производительность водяного насоса цементировочного агрегата;

V_i – объем i-го тампонажного раствора, м³;

M_i – масса i-го тампонажного материала, т.

Производим расчет:

Принимаем смесительные машины УС6-30 и цементировочные агрегаты ЦА–320М.

Для «бездобавочного» тампонажного раствора:

.

Принимаем .

Для «облегченного» тампонажного раствора:

.

Принимаем .

Находим производительность одной смесительной машины для каждого раствора.

Для «бездобавочного» тампонажного раствора:

Для ЦА-320М Q_в = 0,013 м³/с [1].

м³/с.

Для «облегченного» тампонажного раствора:

м³/с.

Определяем суммарную производительность цементировочных агрегатов для каждого тампонажного раствора.

Для «бездобавочного» тампонажного раствора:

м³/с.

Для «облегченного» тампонажного раствора:

«Облегченный» тампонажный раствор решено закачивать в 2 этапа, чтобы избежать резких снижений и увеличений расхода, сначала закачаем первую половину объема V_о , затем вторую. Таким образом:

м³/с;

м³/с.

Рассчитываем необходимое число цементировочных агрегатов.

Согласно техническим характеристикам ЦА-320М при диаметре цилиндровых втулок 127 мм максимальная производительность: q_ЦА = =0,0151 м³/с.

Для «бездобавочного» тампонажного раствора:

.

Принимаем .

Для «облегченного» тампонажного раствора:

;

Принимаем .

;

Принимаем .

При закачивании продавочной жидкости число цементировочных агрегатов увеличиваем на один агрегат, что связано с необходимостью продавливания разделительной пробки. А также берется еще один агрегат для подачи воды на цементировочные агрегаты, участвующие в приготовлении тампонажного раствора, и для подачи продавочной жидкости.

В процессе закачивания тампонажного раствора или продавочной жидкости возможны следующие осложнения:

Ø поглощения тампонажного раствора из-за превышения гидростатического давления составного столба жидкостей совместно с гидродинамическими давлениями в заколонном пространстве над пластовым давлением;

Ø разрыв сплошности потока закачиваемых жидкостей из-за повышенной плотности тампонажного раствора по сравнению с плотностями промывочной и продавочной жидкостями.

Для предупреждения этих осложнений и обоснования режима закачивания и продавливания тампонажного раствора строят зависимости:

Р_цг = f (Q_i, V_жi);                                                 (9.5.)

Р_кпз = f (Q_i, V_жi),                                                (9.6.)

где Р_цг и Р_кпз – соответственно давления на цементировочной головке и в кольцевом пространстве в интервале продуктивного пласта (на забой скважины), МПа;

Q_i – производительность цементировочных агрегатов, м³/с;

V_жi – объем закачиваемой жидкости, м³.

Р_цг = Р_кпс – Р_т + ΔР_т + ΔР_кп;                           (9.7.)

Р_кпз = Р_кпс + ΔР_кп,                                              (9.8.)

где Р_кпс, Р_т – соответственно гидростатические давления составных столбов жидкостей в кольцевом пространстве и в трубах, МПа;

ΔР_кп, ΔР_т – соответственно гидродинамические давления, обусловленные движением жидкостей в кольцевом пространстве и в трубах,МПа.

ΔР_кп будем находить по формуле (3.12.) пункта 3 данного курсового проекта. ΔР_т будет находиться по этой же формуле, только вместо d_r будем подставлять d_вн , а вместо F_кп – F_Т . F_Т – площадь поперечного сечения трубного пространства, м².

Для вязкопластичных жидкостей коэффициент гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве λ_кп будем рассчитывать по формуле (3.13.) пункта 3 данного курсового проекта. А коэффициент гидравлических сопротивлений в трубах λ_Т  в [2] предлагают рассчитывать по формуле:

                                              (9.9.)

Для вязких жидкостей принимаем λ_кп = 0,03, λ_Т  = 0,02.

Построение зависимостей производим, задаваясь несколькими значениями объема закачиваемых буферной жидкости, тампонажного раствора и продавочной жидкости.

V₁ = 0;                                                              (9.10.)

V₂ = V_буф;                                                         (9.11.)

V₃ = V_буф + V_о;                                                 (9.12.)

V₄ = V_буф + V_о + V_б;                                        (9.13.)

V₅ = V_буф + V_o + V_б + 1/2·V_пр.ж.;                     (9.14.)

V₆ = V_буф + V_o + V_б +2/3 ·V_пр.ж.;                     (9.15.)

V₇ = V_буф + V_o + V_б + (V_пр.ж. – 1,5);               (9.16.)

V₈ = V_буф + V_о + V_б + V_пр.ж..                           (9.17.)

Таким образом, на каждый момент определяется распределение жидкостей в кольцевом пространстве и в обсадной колонне:

;                                                        (9.18.)

;                                      (9.19.)

При принятой производительности цементировочных агрегатов определяют значения Р_цг и Р_кпз. Изменяют режим работы цементировочных агрегатов, проводятся аналогичные вычисления. Таким образом, для различных режимов работы определяются давления на цементировочной головке и забое в кольцевом пространстве, результаты заносят в таблицу 9.2. и в виде графика (рисунки 9.1. и 9.2.), куда также наносятся значения давления гидроразрыва и допустимого давления на насосах цементировочных агрегатов.

По формулам (9.10.)-(9.17.) определяем значения объемов V_i жидкостей, закачиваемых в эксплуатационную колонну:

V₁ = 0 м³;

V₂ = 4,31 м³;

V₃ = 4,31 + 34,06 = 38,37 м³;

V₄ = 4,31 + 34,06 + 7,78 = 46,15 м³;

V₅ = 4,31 + 34,06 + 7,78 + ½ · 29,08 = 60,69 м³;

V₆ = 4,31 + 34,06 + 7,78 + 2/3 · 29,08 = 65,54 м³;

V₇ = 4,31 + 34,06 + 7,78 + (29,08 – 1,5) = 73,73 м³;

V₈ = 4,31 + 34,06 + 7,78 + 29,08 = 75,23 м³.

Для примера определим распределение жидкостей в кольцевом пространстве и в обсадной колонне для объема V₃:

V₃ = 4,31 + 34,06 = 38,37 м³.

Определим внутренний объем труб:

V_вн.тр. = 0,785 ·0,132² ·2058 = 28,15 м³;

Так как V_О = 34,06 м³ > V_вн.тр. = 28,15 м³, то

м.

Найдем объем «облегченного» тампонажного раствора, который уже находится в кольцевом пространстве:

V_КПо = 34,06 – 28,15 = 5,91 м³, значит

м;

м;

м.

Распределение жидкостей в кольцевом пространстве и в обсадной колонне для остальных объемов рассчитывается аналогично и приводится в таблице 9.1.

Таблица 9.1. Распределение жидкостей в кольцевом пространстве и в обсадной колонне.

Объем прокачивае-мых жидкостей, м3	Распределение прокачиваемых жидкостей, м
	в обсадной колонне					в кольцевом пространстве
	Буровой раствор	Буферная жидкость	Облегчен-ный тампонаж-ный раствор	Бездобаво-чный тампонаж-ный раствор	Продавоч-ная жидкость	Буровой раствор	Буферная жидкость	Облегчен-ный тампонаж-ный раствор	Бездобаво-чный тампонаж-ный раствор	Продавоч-ная жидкость
V1 = 0	2058	-	-	-	-	2058	-	-	-	-
V2 = 4,31	1743	315	-	-	-	2058	-	-	-	-
V3 = 38,37	-	-	2058	-	-	1690	155	213	-	-
V4 = 46,15	-	-	1489	569	-	1410	155	493	-	-
V5 = 60,69	-	-	426	569	1063	887	155	1016	-	-
V6 = 65,54	-	-	71	569	1418	712	155	1191	-	-
V7 = 73,73	-	-	-	42	2016	417	155	1226	260	-
V8 = 75,23	-	-	-	10	2048	402	155	1226	275	-

L = 2058 м; V_буф.ж. = 4,31 м³; V_О = 34,06 м³; V_б = 7,78 м³; V_пр.ж. = 29,08 м³.

При объеме V₁ = 0 (перед закачкой тампонажного раствора) скважина заполнена только промывочной жидкостью, гидродинамические составляющие давлений Р_цг и Р_кпз отсутствуют, в скважине действуют только гидростатические составляющие давлений.

Расчет производится для четвертой, третьей и второй скоростей цементировочных агрегатов, поскольку закачка жидкостей на первой скорости не проводится.

Для примера приведем расчет давлений Р_цг и Р_кпз при объеме V₃ = 38,37 м³, закачиваемом на четвертой скорости при производительности Q = 0,0302 м³/с.

Значения , берем из пункта 3 данного проекта и рассчитываем λ_Т .

Для «облегченного» тампонажного раствора:

;

;

.

МПа.

МПа.

МПа;

МПа;

МПа;

МПа.

МПа.

МПа.

Аналогично определяем Р_цг и Р_кпз для третьей скорости и для второй скорости ЦА для различных объемов закачиваемых и продавливаемых жидкостей. Причем следует учитывать, что объем V₂ закачиваем одним цементировочным агрегатом, V₃ и V₄ закачиваем двумя агрегатами, а V₅ , V₆ , V₇  и V₈ продавливаем пятью агрегатами. Здесь суммарная производительность будет зависеть от количества работающих агрегатов при закачке и продавке соответствующего объема.

Результаты расчетов сводятся в таблицу 9.2.

Таблица 9.2. Результаты расчетов Р_цг и Р_кпз.

Объем прока-чиваемой жидкости, м3	Рт, МПа	Ркпс, МПа	IV передача, Q = 0,0151 м3/с				III передача, Q = 0,0098 м3/с				II передача, Q = 0,0051 м3/с
			ΔРкп, МПа	ΔРт, МПа	Рцг, МПа	Ркпз, МПа	ΔРкп, МПа	ΔРт, МПа	Рцг, МПа	Ркпз, МПа	ΔРкп, МПа	ΔРт, МПа	Рцг, МПа	Ркпз, МПа
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
V1 = 0	22,62	22,62	0	0	0	22,62	0	0	0	22,62	0	0	0	22,62
V2 = 4,31	22,44	22,62	0,21	0,49	0,88	22,83	0,09	0,21	0,48	22,71	0,02	0,06	0,26	22,64
V3 = 38,37	29,64	23,26	0,84	2,82	-2,71	24,1	0,36	1,19	-4,84	23,62	0,096	0,32	-5,96	23,36
V4 = 46,15	31,81	24,18	0,88	2,97	-3,15	25,06	0,37	1,25	-5,38	24,55	0,1	0,34	-6,56	24,28
V5 = 60,69	27,24	25,99	5,97	12,21	16,93	31,96	2,51	5,14	6,41	28,5	0,68	1,39	0,82	26,67
V6 = 65,54	25,97	26,55	6,12	10,1	16,8	32,67	2,58	4,25	7,41	29,13	0,69	1,15	2,43	27,25
V7 = 73,73	22,47	28,25	6,54	5,71	18,03	34,79	2,75	2,41	10,9	31	0,76	0,65	7,18	28,99
V8 = 75,23	22,28	28,3	6,56	5,47	18,05	34,86	2,76	2,31	11,09	31,06	0,75	0,62	7,39	29,05

Примечание: Расчет для цементировочного агрегата ЦА – 320М производится при диаметре втулок 127 мм.

[РН]4

[РН]3

[РН]2

Рисунок 9.1. График зависимости давлений на цементировочной головке от производительности цементировочных агрегатов и объема закачиваемых жидкостей.

 - IV скорость;          - III скорость;           - II скорость.

Рисунок 9.2. График зависимости давлений в кольцевом пространстве на забое скважины от производительности цементировочных агрегатов и объема закачиваемых жидкостей.

Ргр

 - IV скорость;          - III скорость;------   - II скорость.

Из графиков определяем момент снижения давления на цементировочной головке и необходимую величину противодавления на устье.

Режим продавливания определяется из условий:

Р_кпз < Р_гр;

Р_цг < [Р_н].

При проектировании режима продавливания следует учитывать, что последние 1,0…1,5 м³ продавочной жидкости в целях предупреждения нарушения сплошности колонны и герметичности элементов ее оснастки вследствие возможности гидравлического удара при посадке разделительной пробки на кольцо «стоп», следует закачивать с наименьшей производительностью.

Анализируя графики (рисунок 9.1., 9.2.) определяем, что на 4-й скорости можно закачать 50 м³ жидкости, на 3-й скорости закачиваем 15 м³, на 2-й скорости закачиваем 10,23 м³, причем последние 1,5 м³ закачиваем на 2-й скорости одним агрегатом.

11. Определение времени цементирования.

При принятых режимах работы цементировочной техники определяем планируемое время цементирования.

,                   (9.1.1.)

где V_iтр - объем тампонажного раствора, закаченного в скважину при расходе Q_i ;

V_iпр.ж. - объем продавочной жидкости, закаченной в скважину при расходе Q_iпр.ж. ;

V_буф.ж. – объем буферной жидкости;

Q_буф.ж. - расход при закачке буферной жидкости;

600¸ 900 c - время на возможную остановку цементировочных агрегатов в процессе цементирования (промывка линий, освобождение пробки).

Следовательно, время цементирования будет равно:

Время Т_цем , как правило, не должно превышать 75 % срока начала загустевания тампонажного раствора Т_заг .

                                                               (9.1.2.)

В нашем случае время загустевания не менее 90 мин, то есть условие выполняется, так как:

;

.

12. Разработка технологической системы обвязки цементировочной техники.

Для цементирования эксплуатационной колонны выбираем цементировочную головку типа ГУЦ 146/400 (ТУ 26-02-18-71) с рабочим давлением 40 МПа. Устанавливаем в цементировочную головку цельнорезиновую цементировочную пробку ПВЦ-146/168.

При цементировании обсадных колонн кроме ЦА-320М и УС6-30, дополнительно используются следующие технологические средства:

1.     в случае использования трех и более цементировочных агрегатов обвязку линий осуществляют с помощью блока-манифольда БМ - 700;

2.     в зимнее время при цементировании используются передвижные паровые установки  ППУ-3М;

3.     процесс цементирования эксплуатационной колонны контролируется станцией СКУПЦ;

Перед началом работ обвязка цементировочных агрегатов с колонной опрессовывается давлением, в 1,5 раза превышающее максимальное ожидаемое в процессе цементирования.

В целом подготовительные работы должны быть проведены таким образом, чтобы исключить простои в процессе цементирования.

Схема обвязки цементировочной техники представлена на рисунке 10.1.

Согласно которой цементировочные агрегаты №1, №2 будут закачивать совместно со смесительной машиной №9 «бездобавочный» тампонажный раствор, а цементировочные агрегаты №3, №4, №5, №6 совместно со смесительными машинами №10, №11 – «облегченный» тампонажный раствор. Агрегат №1 закачает необходимый объем буферной жидкости. Продавливать цементный раствор будут агрегаты №2, №3, №4, №5, №6.

Рисунок 10.1. Схема обвязки цементировочной техники.

1. - цементировочная головка; 2 – блок манифольдов (БМ-700); 3 - цементировочный агрегат (ЦА-320М), участвующий в пуске пробки; 4 - станция контроля цементирования (СКУПЦ); 5 - цементировочные агрегаты (ЦА-320М); 6 - цементировочный агрегат (ЦА-320М), подающий жидкость затворения и продавочную жидкость; 7 - смесительные машины (УС6-30); 8 – бачок затворения; 9 – линия подачи жидкости затворения и продавочной жидкости; 10 - нагнетательная линия тампонажного раствора и продавочной жидкости в скважину.

             - линии высокого давления,              - линии низкого давления.

13. Обоснование способа контроля качества цементирования.

Централизованный контроль и управление процессом цементирования обсадных колонн осуществляется с помощью станции контроля цементирования типа СКУПЦ.

Параллельно с работой станции проводятся следующие виды контроля:

·        на каждом этапе приготовление тампонажного раствора непрерывно измеряется его плотность с помощью ареометра, отбираются пробы с бачков для затворения и блока манифольда с последующим хранением в течении времени ОЗЦ;

·        учитываются текущие и суммарные объемы закаченных в скважину жидкостей по тарированным емкостям цементировочных агрегатов;

·        визуально контролируется характер циркуляции и корректируется режим работы агрегатов в случае возникновения поглощения в скважине.

Контроль качества цементирования геофизическими методами проводится в соответствии с РД 39-4-78-76 в эксплуатационной колонне через 48 часов после ОЗЦ.

Для оценки характера распределения цементного камня за колонной, изменение его плотности, эксцентриситета колонны используются радиоактивные цементомеры типа СГГТ. Для определения состояния контакта цементного камня с породой и колонной применяются акустические цементомеры типа АКЦ-1,АКЦ-2.

В случае падения уровня тампонажного раствора в заколонном пространстве (по данным ГИС), необходимо долить цементный раствор в заколонное пространство.

Испытание эксплуатационной колонны проводится методом опрессовки. Работы по опрессовке колонны совместно с устьевой обвязкой осуществляются согласно плану работ по освоению скважины. Испытание давлением проводится в течение 30 минут. Скважина считается герметичной, если снижения давления не наблюдается или снизилось не более чем на 0,5 МПа.

В случае негерметичности колонны проводится вторичное цементирование колонны под давлением.

Процесс цементирования организуется таким образом, чтобы время между концом затворения и началом продавки было не более 2-3 минут. Остановки и резкие колебания производительности агрегатов во время закачки продавочной жидкости недопустимы.

14. Технико-технологическое направление по обеспечению качества строительства кондукторов.

На данный момент 70% скважин в управлении под кондуктора бурятся с применением алмазного породоразрушающего инструмента отечественных производителей 000 НПП  «Бурентех» и ОАО «Волгабурмаш». Высокая механическая скорость и режуще-истирающее разрушение горной породы при регламентированных промывках не всегда обеспечивало свободное прохождение КНБК,  что  приводит к непроизводительным временным потерям.

Для решения технологической задачи по сокращению временных затрат и осложнений, строгого соблюдения требований регламентирующих документов в Сургутском УБР-1 был введен и действует в настоящее время «Регламент по предупреждению забуривания второго ствола при бурении под кондуктор и подготовке ствола скважины к спуску и креплению».

Основная задача которого, это бурение, подготовка ствола скважины к спуску кондуктора и спуск кондуктора, которая заключается в том, что во время бурения на высоких механических скоростях наращивание производится с подъемом КНБК на рабочем литраже. После достижения проектного забоя регламентированные промывки и подъем инструмента в интервал 320 метров ствола скважины с установкой в верхней части КНБК «Калибратор-шаблонировочный» диаметром 294мм - 295мм, и шаблонировка до достигнутого забоя. Спуск кондуктора производится с промежуточными промывками на глубине 400-600 метров.

В данном регламенте рассмотрены и другие ситуации, которые могут возникнуть при бурении, СПО и креплении кондукторови данытехнологические указания по ликвидации возникших ситуации, что приводило в некоторых случаях к возникновению непроизводительных затрат. Исходя из выше сказанного было предложено другое решение по данному технологическому направлению, которое включили, как дополнение к действующему регламенту, 

1. Выполнить подготовительные работы согласно требований раздела 2 действующего Регламента.

2. Выполнить требования пунктов 3.3,*3.4*,3.5   раздела 3 действующего Регламента.

3. Произвести набор параметров кривизны согласно утвержденной программы с использованием шарошечных или алмазных долот.

4. После бурения очередного квадрата произвести промежуточную промывку ствола скважины в течение 5 минут с производительностью 56-64л/сек.

5. Подъем КНБК на очередное наращивание производить с работающим буровым насосом, производительность 32-34 л/сек.

6. Технико-технологические указания по обеспечению качества строительства кондукторов в процессе бурения после набора параметров кривизны.

6.1. После набора параметров кривизны произвести подъем и сборку КНБК долото РDS 295,3мм, байпас-эжектор, ГЗД -240мм, УБТ- 178мм,

24м-ЛБТ 147*11мм, калибратор 8КС-295,Змм диаметром от 294мм до 295мм, остальное ЛБТ 147*11мм. Данная КНБК используется при бурении скважины с рассчитанным профилем на свободное падение зенитного угла.

6.2. При бурении кондуктора, где профиль скважины с ростом зенитного угла в собираемую КНБК над долотом включать полноразмерный калибратор с установкой второго калибратора согласно пункта 6.1.

6.3. Режим бурения турбинно-роторный. Нагрузка вес бурильной колонны.

6.4. После бурения очередного квадрата произвести промежуточную промывку ствола скважины в течении 4-5 минут с производительностью 56-64л/сек.

Подъем КНБК на очередное наращивание производить с работающим буровым насосом, производительность 32-34л/сек.

6.5. После достижения проектного забоя произвести инклинометрический замер в ЛБТ 147*11 с перекрытием 50 метров предыдущего замера и промыть скважину не менее 45-50 минут с производительностью 56-64 л/сек до полного выноса шлама.

6.6. Поднять долото до глубины 400  метров, произвести промежуточную промывку ствола скважины с расхаживанием бурильной колонны на длину ВБТ и промыть скважину не менее 35-40 минут с производительностью 56-64 л/сек до полного выноса шлама.

В случае возникновения затяжек при СПО произвести проработку ствола скважины в местах посадок турбинно-роторным способом до свободного прохождения КНБК.

6.7. Поднять КНБК с контролем веса бурильной колонны. В случаях отклонений произвести работы согласно требований пункта 6.6.

6.8. В соответствии с планом работ произвести спуск кондуктора с контролем веса эксплуатационной колонны и объема вытесняемой жидкости.

За 20 метров до проектного забоя при отсутствии отклонений при спуске кондуктора промыть ствол скважины с производительностью 32-64л/сек, спустить колонну до забоя и приступить к ее креплению.

В случае отклонений при спуске кондуктора произвести промывку ствола скважины с производительностью 32-64л/сек и продолжить спуск.

Примечание: Предельный момент кручения ЛБТ 147*11, при котором напряжение в теле трубы достигает предела текучести

М^ (кг*см) - 4129 или 4,1т/с*м.

Исходя из выше сказанного данный режим бурения позволяет формировать из спиралеобразной конфигурации ствола скважины элипсно-цилиндрическую, улучшить формирование устойчивости стенки ствола скважины и увеличить ТЭП (механическую скорость, рейсовую скорость и выполнение требовании групповых рабочих проектов по подъему цемента).

По данной технологии построено более 45 кондукторов снижены сроки строительства с 32 часов до 24 часов «бурение - спуск кондуктора» и обеспечен подъем цемента по данным АКЦ UZВА 21 АD и ЦМ: 20 метров -устье, с достижением средней механической скорости на долото 80 и более метров в час.

Экономический эффект полученный от сокращения сроков строительства кондукторов.

№ п/п	Показатели	Усл. обоз.	Ед. изм.	Сравниваемые варианты			Примечания и расчетные формулы
				Вариант 1 (до использования рац. предложения)	Вариант 2 (после использования рац предложения)
I. Исходные данные
1	Объем внедрения скважин	Q	скв.	350		Данные СУБР-1
2	Калибратор 10 КП 295,3	С1	руб.	-	11811,7
3	Переводник Н147/Н152	С2	руб.	-	5521,4
4	Переводник Н152/Н147	С3	руб.	-	3323,7
5	Количество буровых бригад	В	бр.	12
6	СПО и ПЗР для установки калибратора при шаблонировке-проработке ствола скважины	q	опер.	1	-
7	Время проведения 1 СПО и ПЗР	T	час	1
8	Стоимость 1 часа работы буровой бригады	C4	руб.	5025,66		Калькуляция стоимости (пр.63-Э)
II. Расчетные показатели
9	Экономия за счет исключения СПО и ПЗР на скважину	э	руб.	-	25128,3	q*T*C4
10	Экономия за счет исключения СПО и ПЗР на весь объем внедрения	Э	руб.	-	8794905,0	э*Q
11	Затраты на использование калибратора 10 КП 295,3 и 2-х переводников во всех буровых бригадах	З	руб.	-	247881,6	(С1+ С2+С3)*В
III. Расчет экономического эффекта
12	Экономический эффект на весь объем внедрения	ЭQ	руб.	-	8547023,4	Э-З

Экономический эффект достигается за счет экономии времени на дополнительные СПО и ПЗР при шаблонировке - проработке ствола скважины.

15. Вопросы охраны труда, окружающей среды и техники безопасности.

Охрана труда и техника безопасности.

Спуск и цементирование обсадных колон в цикле строительства скважин - травмоопасные и ответственные процессы.

Крепление скважины допускается только после проверки мастером и механиком основных узлов вышки, ее вертикальности, надежности талевой системы, лебедки, ротора, фундамента вышки и правильности показаний КИП. Крепление скважины недопустимо без утвержденного главным инженером плана проведения соответствующих работ, акта на опрессовку цементировочной головки и обратных клапанов. Трудоемкость крепления скважины связано с подготовкой обсадных труб к спуску, навинчиванием и цементированием труб, перемещением элеватора на столе ротора, закрытием крышки элеватора, при цементировании скважины трудоемок процесс загрузки цементосмесительной машины.

В процессе закачивания цемента в скважине создается очень высокое давление и по этому персонал не должен находиться в опасных зонах, так же запрещены ремонтные работы.

Ремонтные бригады должны быть обучены и проинструктированы безопасному ведению работ на случай «выброса» в соответствии с «Планом ликвидации возможных нефтегазопроявлений при строительстве скважины» и «Планом практических действий бригады при возникновении нефтегазопроявлений на скважине».

Работы при неполном составе бригады или отсутствии необходимого оборудования и техники запрещаются.

Перед монтажом превентора на устье скважины необходимо очистить его от смазки. Проверить фиксацию штурвалов. Проверить отсутствие механических повреждений на уплотняющих поверхностях плашек. Проверить плавность и легкость перемещения плашек, штурвал должен вращаться одним оператором. Проверить визуально схождение плашек.

Во время спуска колонны необходимо проверить вспомогательное оборудование, при надобности смазать его и проверить сроки службы оборудования.

Во время спуска колонны на рабочей площадке не должны присутствовать посторонние предметы, не нужные для спуска колонны.

Конструкция скважины.

Проектная конструкция скважины несет в себе следующие функции охраны недр:

обеспечивает охрану недр надежным разобщением флюидосожержащих горизонтов друг от друга, предупреждая перетоки газа и минерализованных вод;

предупреждает возможность гидроразрыва пород у башмака колонн при ликвидации нефтегазопроявлений и закрытии ПВО на устье, что достигается использованием рационального количества обсадных колонн и расчетами глубин их спуска по действующим методикам.

Тампонажные растворы.

Основой  природоохранной функцией тампонажных растворов, обеспечивающей охрану недр, является изоляция с их помощью флюидосодержащих пластов друг от друга и от земной поверхности. Настоящим проектом предусмотрены следующие технико-технологические решения, обеспечивающие природоохранные функции цементных растворов и ограничивающие их отрицательное воздействие на недра:

- интервалы подъема цементных растворов за обсадными колоннами выбраны в проекте в соответствии с требованиями [6], технологических регламентов на крепление скважин и геологической характеристикой разреза Федоровского месторождения;

- для повышения степени вытеснения бурового раствора цементным, проектом предусматривается предварительная прокачка нетоксичной буферной жидкости, смывающей рыхлую часть глинистой корки;

- применяемые для цементирования колонн тампонажные материалы должны быть не токсичны.

Проектом предусмотрены следующие технико-технологические решения, ограничивающие отрицательное воздействие цементных растворов и их компонентов на почвы и наземные водные объекты:

- перевозка сухих цементов и  их смесей до буровой площадки предусматривается спецтранспортом и в специальной таре, исключающей возможность их попадания в окружающую среду.

Горюче-смазочные материалы.

ГСМ, нефть и продукты испытания скважины является потенциально сильными загрязнителями окружающей среды, проектом предусмотрены следующие решения, исключающие попадание их в окружающую среду:

- доставка ГСМ на буровую должна осуществляться спецтранспортом или в герметичных емкостях с последующей закачкой на склад ГСМ. В специальном журнале должен вестись учет прихода и расхода всех видов ГСМ, в том числе отработанных масел;

- хранение ГСМ на буровой должно осуществляться в специально оборудованных и герметично обвязанных блоках емкостей. После монтажа вокруг блока емкостей ГСМ производится обваловка грунтов высотой не менее 1 метра;

- в процессе испытания обеспечить герметичность всех коммуникаций.

Список использованных источников.

1.     Долгих Л.Н. «Расчеты крепления нефтяных и газовых скважин : учебное пособие. 2-е изд., стереотипное/ Изд-во Перм. гос. техн. ун-та, 2006.-87с»

2.     Овчинников В.П., Фролов А.А., Овчинников П.В., Аксенова Н.А. Учебное пособие к выполнению курсового и раздела дипломного проекта по дисциплине «Заканчивание скважин» для студентов специальности 130504 «Бурение нефтяных и газовых скважин» очной, заочной и заочносокращенной форм обучения. – Тюмень, 2005. -204с.

3.     Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении: Учебник для ВУЗов. - М.: Недра, 1987. - 304 с.

4.     Булатов А.И., Данюшевский В.С. Тампонажные материалы: Учебн. пособие для ВУЗов. - М.: Недра, 1987. - 280 с.

5.     Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин. / Булатов А.И., Измайлов Л.В., Крылов В.И. и др. - 2 изд., перераб. и допол. - М.: Недра, 1981, 240 с.

6.     Инструкция по расчету обсадных колонн нефтяных и газовых скважин. М., 1997г., Госгортехнадзор России, № 10-13/127 от 12.03.97г.

7.     ПБ 08-624-03. Правила безопасности в нефтяной  и газовой промышленности: Утв. Постановлением Госгортехнадзора России от 05.06.2003. №56:М.2003.-256 с.

8.     Единые технические правила ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях. - М.: ВНИИБТ, 1983. - 65 с.

9.     РД 31417076-001-94. Технологический процесс крепления кондукторов до устья скважин.

10.           ГОСТ 20692-2003. Долота шарошечные. Типы и основные размеры. Технические требования. - М.: Изд-во стандартов, 2003.- 6 с.

11.           ГОСТ 632-80. Трубы обсадные и муфты к ним. Технические условия. –М.: Изд-во стандартов, 1989. – 69 с.

12.           ГОСТ 1581-96. Портландцементы тампонажные. Технические условия. –М.:Изд-во стандартов, 1998. -13 с.

13.           Геолого-технический наряд.

14.           Технологическая карта по креплению наклонно-направленных скважин на Федоровском месторождении.