Курсовая работа: Заканчивание скважин

(3.6)

где - минимально допустимая относительная плотность бурового раствора, рассчитанная по пластовому давлению; - максимально допустимая относительная плотность бурового раствора, рассчитанная по максимально допустимому давлению в скважине из условий гидроразрыва или экологических требований по предупреждению загрязнения буровым раствором пластов пресной воды и продуктивных пластов.

(3.7)

где к - коэффициент запаса, учитывающий возможные колебания давления в скважине. Величину ДР выбираем из таблицы 3.1.

Таблица 3.1 - Выбор коэффициента запаса

(3.8)

где - коэффициент запаса, учитывающий возможные колебания давления в скважине. Величину принимаем 0,9.

Экологические требования предусматривают ограничение избыточного статического давления бурового раствора на пласты с пресной водой и продуктивные пласты величиной , значения которой также приведены в таблице 3.1.

(3.9)

1,49

Таблица 3.2 - Результаты расчетов относительных давлений и требуемых плотностей бурового раствора

Рисунок 2.1 - График совмещенных давлений и конструкции скважины.

3.2 Расчет диаметров долот и обсадных колонн

Расчет ведется снизу вверх для всей конструкции скважины. Диаметр последней спускаемой в скважину колонны согласовывается с заказчиком и известен до начала расчета. Поэтому расчет начинается с определения диаметра D_д для бурения последнего интервала:

где - диаметр муфты обсадных труб последней колонны; - величина зазора между стенкой скважины и муфтой.

Диаметр эксплуатационной колонны равна D_экс=146 мм

Наружный диаметр соединительной муфты для эксплуатационной колонны выбираем D_м =166 мм согласно ГОСТ 632-80.

D_д= 166+25=191 мм

Полученный результат округляем до ближайшего большего диаметра долота по ГОСТ 20692-75 и выбираем .

Расчет диаметра предыдущей колонны кондуктора

где - запас, обеспечивающий спуск в скважину через эту колонну.

где - ожидаемая толщина стенки обсадной трубы.

По внутреннему диаметру обсадной колонны согласно по ГОСТ 20692-75 выбираем

Наружный диаметр соединительной муфты для кондуктора .

Расчет диаметра долота для бурения под кондуктор:

Согласно ГОСТ 20692-75 выбираем ближайший .

Расчет диаметра предыдущей колонны направления:

Согласно полученному внутреннему диаметру выбираем

Наружный диаметр соединительной муфты для кондуктора .

Расчет диаметра долота для бурения под кондуктор:

Согласно ГОСТ 20692-75 выбираем .

Таблица 3.2.1 - Сводная таблица выбора диаметров колонн и долот.

Рисунок 3.2.1 - Конструкция скважины

3. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ВЕЛИЧИНЫ ВОЗМОЖНОГО РАДИАЛЬНОГО ИЗНОСА ПРОМЕЖУТОЧНЫХ ОБСАДНЫХ КОЛОНН И КОНДУКТОРА

При углублении скважин после спуска кондукторов и промежуточных колонн часто наблюдаются случаи протирания обсадных колонн. Это происходит при бурении наклонных и вертикальных скважин. Наблюдения показывают, что чем больше выход бурильной колонны из-под башмака предыдущей обсадной колонны и чем больше кривизна скважины, тем больше вероятность протирания обсадной колонны. В остальных случаях можно не заметить этого, особенно когда за колонной в месте протирания имеется цементный камень. Тогда колонна, связанная в местах протирания цементным камнем, не деформируется. Протирание таких колонн обнаруживается только при проведении геофизических работ в скважине, и притом в большинстве случаев перед спуском последующей колонны. Отсутствие деформации объясняется тем, что при бурении обсадная колонна заполнена буровым раствором и давление на стенки труб с внешней и внутренней сторон почти одинаково, в результате чего труба сохраняет первоначальную форму. Там, где между трубой и стенками скважины цементного камня нет, протирание колонн ведет к разрушению резьбового соединения труб, их смятию, и создаются препятствия свободному прохождению бурильной колонны. При бурении глубоких скважин очень часты аварии из-за износа обсадных труб и повреждения их бурильной колонной и долотами. Рост числа спускоподъемных операций привел к тому, что практически невозможно избежать износа труб. Такой большой объем работ в обсадных колоннах ведет к износу труб и протиранию их при самых благоприятных условиях проходки скважин. Бурильная колонна вырабатывает при спускоподъемных операциях в стенках обсадной колонны односторонний желоб с поперечным сечением в виде крута диаметром, равным диаметру бурильных замков эксплуатирующейся бурильной колонны. Трубы, имеющие указанные дефекты, уже сами являются источником аварии, так как при повышении давления в колонне они рвутся вдоль желоба. Желоба и прорезы в обсадных колоннах усиленно вырабатываются движением долот всех типов, особенно колонковыми долотами режущего и режуще-истирающего типа, а также долотами фрезерного типа. Повреждение колонны резко растет с увеличением силы прижатия долота к одной стороне колонны вследствие искривления ствола скважины и других причин, нарушающих центричность колонны по отношению к стволу скважины. Неровности внутренней части труб (коррозионные впадины, уступы и т.д.) способствуют также увеличению числа прорезов и надрезов. Отмеченные неровности, а также торцы труб являются упорами для режущей части долот, поэтому от них берут начало прорезы.

Приустьевые трубы обсадных колонн подвергаются значительному износу. Первая труба часто имеет односторонний износ, нередко до полного истирания толщины на 0,5-0,8 длины трубы. Таких значений износ достигает в результате постоянного контакта ведущей трубы с первой трубой обсадной колонны. При этом на значение износа влияют: кривизна скважины, эксцентричное расположение труб, а также конструкция скважин, виды и типы спускаемого бурильного инструмента и установленного бурового оборудования. Протирание обсадных колонн в значительной степени зависит от использования на бурильных трубах предохранительных резиновых колец. При их отсутствии степень износа увеличивается. Установлено, что обсадные трубы протираются главным образом при работе в колоннах без предохранительных резиновых колец на бурильных трубах при роторном и турбинном бурении, а протирания часто возникают в местах искривления. Основная причина проседания обсадных колонн - недостаточное крепление их на устье, особенно если колонна не посажена на клинья. Часты нарушения обсадных колонн в процессе разбуривания цементного стакана и элементов низа обсадной колонны, продавочных пробок, стоп-кольца, обратного клапана и направляющей пробки.

4. ВЫБОР СПОСОБА СПУСКА КАЖДОЙ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ В ПРОЕКТНУЮ СКВАЖИНУ

Скважину крепят обсадными колоннами, спускаемыми целиком или секциями (хвостовиками), а колоны цементируют различными способами - сплошным, в две или несколько ступеней с разрывом во времени, двумя или более секциями, обратным способом.

Каждую скважину крепят в конкретных геологических условиях, и геологические пласты, составляющие разрез , налагают определенные ограничения на процесс спуска и цементирования обсадной колонны, нарушение которых приводит к различного рода осложнениям или авариям. Для реализации процесса используют оборудование и материалы с их ограниченными техническими характеристиками. Кроме того, гидродинамические процессы, происходящие в скважине при промывке, спуске, цементировании колонны и ОЗП, также влияют на выбор способа крепления.

В качестве критериев, определяющих выбор способа спуска колонны и ее цементирования, приняты грузоподъемность оборудования, допустимое время пребывания ствола скважины в не обсаженном состоянии и режим качественного цементирования обсадной колонны в один прием. Режим цементирования зависит от пластовых давлений и давлений гидроразрыва или поглощения пластов, допустимого давления в устьевом оборудовании и технических устройствах; режима течения тампонажного раствора, обеспечивающего качественное заполнение затрубного пространства; времени безотказной работы цементировочного оборудования.

Низ технических колонн и кондукторов собирается в соответствии с планом работ в следующей последовательности:

- колонный башмак;

- обратный клапан типа ЦКОД;

- обсадные трубы согласно компоновке.

Перед спуском в скважину повторно проверяется качество крепления и работоспособность обратных клапанов.

Обратный клапан типа ЦКОД устанавливается между второй и третьей обсадными трубами. Седло клапана одновременно служит упорным кольцом.

Для предотвращения расслабления муфтового соединения промежуточной колонны и кондуктора от последующего воздействия на них бурильной колонны первые 5 - 10 труб от башмака после закрепления их машинными ключами приваривают. Во избежание смятия колонны при спуске ее с обратным клапаном каждую навинченную трубу после снятия ее с клиньев или элеваторов спускают с такой скоростью, чтобы стрелка индикатора масса (веса) колебалась в пределах пяти делений.

В процессе спуска обсадной колонны с обратным клапаном типа ЦКОД, обеспечивающим саморегулируемое заполнение колонны глинистым раствором, необходимо систематически контролировать характер заполнения по объему вытесняемой жидкости и нагрузке на крюке.

Скважину во время спуска промывают в интервалах, предусмотренных планом спуска. Продолжительность промывки не должна превышать одного цикла циркуляции, причем основным критерием для прекращения промежуточной промывки считается необходимое качество и постоянство показателей глинистого раствора по плотности и вязкости и падение давления на манометре до величин, равных гидравлическим сопротивлениям. Режимы спуска обсадной колонны и последующего ее цементирования должны быть рассчитаны таким образом, чтобы не допустить гидроразрыва пород и связанных с ним осложнений.

Спуск обсадных колонн является одной из трудоемких и ответственных операций, от темпов которой зависит успех всего процесса бурения. В настоящее время довольно широко применяются средства механизации, облегчающие труд рабочих, а также ускоряющие спуск обсадных труб. В процессе подготовки к спуску эксплуатационной колонны ко 2-му и 3-му поясам вышки прикрепляют хомутам две перекладины из насосно-компрессорных труб. Между этими перекладинами на роликах монтируется двухэтажная люлька для верхнего рабочего. Люлька может передвигаться как в вертикальном, так и горизонтальном направлениях. Находящийся в люке рабочий центрирует обсадные трубы в момент навинчивания.

5. РАСЧЕТ ОДНОЙ ИЗ ПРОМЕЖУТОЧНЫХ ОБСАДНЫХ КОЛОНН С УЧЕТОМ ВОЗМОЖНОГО ИЗНОСА

Основными нагрузками при расчете обсадной колонны являются осевые растягивающие силы, наружные и внутренние избыточные давления.

Расчет производим при следующих данных:

1) Расстояние от устья скважины до башмака колонны L=1739м;

2) Расстояние от устья скважины до уровня тампонажного раствора h=1739 м;

3) Расстояние от устья скважины до уровня жидкости в колонне

H=1739 м;

4) Плотность цементного раствора за колонной с_ц.р=1850 кг/м³;

5) Плотность опрессовочной жидкости с_о.ж=1000 кг/м³;

6) Плотность буровой жидкости с_б.ж. =1250 кг/м³

7) Плотность жидкости в колонне с_в =850 кг/м³;

8) Пластовое давление Р_пл =17,5 МПа;

9) Коэффициент разгрузки цементного кольца k=0,25.

Так как h=H=1739 м выбираем расчетную схему IV

Рисунок 3.1 - Расчетная схема IV

1. Рассчитаем избыточные наружные давления на заключительной стадии эксплуатации скважины.

Для точек

2. Определяем внутреннее избыточное давление

при этом

По полученным данным построим графики распределения избыточных давлений внутри и снаружи эксплуатационной колонны:

Рисунок 3.1 - Эпюры избыточных давлений:

а - наружных давлений при окончании эксплуатации скважины; б - внутренних давлений при испытании колонны на герметичность.

Определяем значение

Этому давлению соответствуют трубы из стали группы прочности Е с толщиной стенки 7,7 мм, для которых .

Определяем допустимую растягивающую нагрузку для труб:

6. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ СПУСКА ОДНОЙ ИЗ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

6.1 Проверка состояния фундаментов и оборудования буровой установки

До начала работ по подготовке скважины к спуску обсадной колонны проверяется состояние фундаментов оснований, подроторных балок и другого оборудования буровой установки (подъемное, насосное и силовое).

Фундаменты не должны иметь нарушений, промоин и осадок грунта.

Основания под оборудование и вышку должны располагаться на фундаментах всей опорной поверхности и не иметь трещин или других дефектов.

Вышка центрируется относительно устья скважины, а все ее соединительные элементы закрепляются.

Проверяются: буровая лебедка, приводы, двигатели и при необходимости производится ремонт с заменой отдельных звеньев цепных передач, клиновых ремней и других узлов. При проверке особое внимание уделяется надежности тормозной системы.

Буровые насосы, нагнетательные линии с запорной арматурой и система очистки промывочной жидкости должны обеспечивать бесперебойную подачу и очистку жидкости на различных режимах промывки скважины. Насосы должны обеспечивать подачу продавочной жидкости цементировочным агрегатам.