Материал: Заканчивание скважины на Самотлорском месторождении
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
5.7
2900 |
32.3 |
Рисунок 6 – Эпюра внутренних давлений в период ввода скважины в эксплуатацию.
3.4.2Построение эпюр наружных давлений. В период ввода скважины
вэксплуатацию.
При z=0м,
P |
0Ì |
Ï à |
ÂZ |
|
|
При z=1800м, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
P |
P |
10 6 |
|
|
104 |
|
104 z |
k |
k P |
|
|||||||
|
|
|
|
|
ð |
ö |
|
1 |
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
BZ |
BY |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
BZ |
|
||
|
P |
10 6 |
104 |
1.8 |
104 1800 |
|
0.25 |
0.25 |
5.7 27.3Ì |
|
|
||||||||||
P |
1.25 |
1 |
|
Ï |
à |
||||||||||||||||
BZ |
BY |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
При z=2900м,
(17)
|
P |
10 6 |
|
104 |
1.8 104 |
2900 |
|
|
0.25 |
|
0.25 5.7 41Ì |
|
|
P |
|
1.25 |
|
1 |
|
Ï à |
|||||||
BZ |
BY |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3.4.3 Построение эпюр наружных давлений. При окончании |
|||||||||||||
эксплуатации скважины. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
При z=0м, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
P 0Ì Ï à |
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
ÂZ |
|
|
|
|
|
|
|
При z=1800м, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
PBZ PBY 10 6 |
1.25 104 1.8 104 1800 1 0.25 0.25 0 24Ì Ï à |
||||||||||||
При z=2900м, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
P |
10 6 |
|
104 |
1.8 104 |
2900 |
|
0.25 |
|
0.25 0 38.4Ì |
|
||
P |
|
1.25 |
|
1 |
|
Ï à |
|||||||
BZ |
BY |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
0 |
|
|
2900 |
38.4 |
41 |
|
Рисунок 7 – Эпюры наружных давлений при вводе и окончании эксплуатации скважины. |
|||||||||||||||||||
3.4.4 Построение эпюр избыточных наружных давлений. При |
|||||||||||||||||||
окончании эксплуатации. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
При z=0м, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
P |
0Ì |
Ï |
à |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
ÂZ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
При z=1800м, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
z 1 k |
|
|
|||
|
|
|
PBZ |
PBY 10 |
6 |
ð 10 |
4 |
ö 10 |
4 |
|
(18) |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
P |
|
P |
10 6 1.25 104 1.8 104 |
1800 |
|
|
1 0.25 |
|
24Ì |
Ï à |
|
||||||||
BZ |
BY |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
При z=2900м, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
P |
P |
10 6 |
1.25 104 |
1.8 104 |
2900 |
|
|
1 0.25 |
|
38.4Ì |
Ï à |
|
|||||||
BZ |
|
BY |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2900 |
|
|
|
|
|
|
38.4 |
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
Рисунок 8 – Эпюра избыточных наружных давлений. При окончании эксплуатации |
|||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
скважины. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
3.4.5 Построение эпюр внутренних избыточных давлений. |
При |
||||||||||||||||||
испытании скважины на герметичность. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
При z=0м, |
|
|
|
|
|
10 6 ð 104 ö 104 1 k z |
|
||||||||||||
|
|
|
PBZ 1.1PY |
(19) |
|||||||||||||||
|
|
PBZ |
1.1 5.7 10 6 |
1.25 104 |
1.8 104 1 0.25 0 5.1Ì Ï à |
|
|||||||||||||
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
При z=2900м,
|
|
|
|
6 |
|
4 |
|
4 |
|
|
|
|
|
|
|
P |
1.1 5.7 10 |
|
1.25 10 |
|
1.8 10 |
|
1 |
0.25 |
|
2900 1.75Ì |
Ï à |
||||
BZ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0 |
5.73 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
-1.75 2900
Рисунок 9 – Эпюра внутренних избыточных давлений. При испытании скважины на герметичность.
Выбор труб и расчет колонн
ГОСТ 632-80 Выбираем трубы для которых Рт (придел текучести) больше чем с учетом коэффициента запаса.
N2=1.15
По ГОСТ 632-80 выбираем трубы диаметром 140 мм. m1= 33.1 кг.
Таблица 6 - Параметры труб
Номер |
Интервал |
Толщина |
Группа |
Длинна |
Вес секции |
секции |
установки |
стенки (мм) |
прочности |
секции (м) |
(т) |
|
|
|
|
|
|
1 |
0-2900 |
10.5 |
Д |
2900 |
95.9 |
|
|
|
|
|
|
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
4. Цементирование скважины.
4.1. Технологическая оснастка обсадных колонн
Элементы оснастки обсадных колонн представляют комплекс устройств, применяемый для успешного спуска обсадных колонн и качественного цементирования скважин, надежного разобщения пластов и нормальной последующей эксплуатации скважин.
Башмак с направляющей насадкой предназначен для оборудования нижней части обсадной колонны с целью повышения ее проходимости по стволу скважины и предупреждения повреждения нижней часть трубы при посадках. Башмак присоединяют к нижней части обсадной колонны на резьбе или сварке. Направляющие насадки в основном изготовляют из чугуна или бетона (смотреть таблицу 6). В промежуточных колоннах при последующем углублении ствола их разбуривают. Для обсадных колонн диаметром 351 мм и более в ряде случаев применяют башмак с фаской, без металлических направляющих насадок с целью исключения работ по разбуриванию металла на забое.
Обратный клапан предназначен для предотвращения перетока бурового или тампонажного раствора из заколонного пространства в обсадную колонну в процессе крепления скважины (смотреть таблицу 6). Его монтируют в башмаке обсадной колонны или на 10-20 м выше него. Обратные клапаны изготовляют корпусными и бескорпусными. По виду запорного элемента они делятся на: тарельчатые, шаровые и имеющие шарнирную заслонку.
Центраторы применяют для центрирования обсадной колонны в стволе скважины с целью равномерного заполнения кольцевого пространства тампонажным раствором и качественного разобщения пластов (смотреть таблицу 6). Кроме того, они облегчают процесс спуска обсадной колонны, уменьшая силу трения между обсадными трубами и стенками скважины, увеличивают степень вытеснения бурового раствора тампонажным вследствие образования локальных завихрений восходящего потока раствора в зонах центраторов, а также облегчают работу по подвеске хвостовиков и стыковке секций обсадных колонн в результате центрирования их верхних концов.
Колонные головки предназначены для обвязки обсадных колонн нефтяных и газовых скважин. Они обеспечивают подвеску колонны, герметизацию межколонных пространств и контроль давления в них, проведение таких технологических операций, как снижение давления в межколонном пространстве, закачка цемента или других тампонажных материалов в межколонное пространство и т.п. ОКК-3-350-299х219х146 Разделительные пробки предназначены для предотвращения смешивания
тампонажного раствора с буровым раствором и продавочной жидкости при цементировании, а также для получения сигнала о посадке пробки на стопкольцо, свидетельствующего об окончании процесса продавливания
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
тампонажного раствора в затрубное пространство скважины (смотреть таблицу 6)
Головка цементировочная универсальная (смотреть таблицу 6) предназначена для обвязки устья при цементировании нефтяных и газовых скважин в одну и более ступеней с одновременным расхаживанием обсадных колонн, а также в случаях манжетного цементирования.
Таблица 6 – Технологическая оснастка обсадных колонн.
Технолгическая |
Направление |
|
Кондуктор |
|
Техническая |
Эксплуатационная |
оснастка О.К. |
D = 426 мм. |
|
D = 351 мм. |
|
колонна |
колонна |
|
|
|
|
|
D = 245 мм. |
D = 139,7 мм. |
|
|
Башмак колонный |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
Маркировка |
БК-426 |
|
БК-351 |
|
БК-245 |
БК-140 |
|
|
|
|
|
|
|
Масса, (кг) |
145 |
|
85 |
|
50 |
21 |
|
|
|
|
|
|
|
Количество, (шт) |
1 |
|
1 |
|
1 |
1 |
|
|
|
|
|
||
|
Цементировочный обратный клапан (ЦКОД) |
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
Маркировка |
ЦКОД-426-2 |
|
ЦКОД-351-2 |
|
ЦКОД-245-2 |
ЦКОД-140-1 |
|
|
|
|
|
|
|
Масса, (кг) |
115 |
|
77 |
|
39 |
17 |
|
|
|
|
|
|
|
Количество, (шт) |
1 |
|
1 |
|
1 |
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Стопорное кольцо |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
Количество, (шт) |
1 |
|
1 |
|
1 |
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Центраторы |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Маркировка |
ЦЦ-426/508-1 |
|
ЦЦ-324/351-1 |
ЦЦ-219/245- |
ЦЦ-140/191-216-1 |
|
|
|
|
|
|
295-1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Масса, (кг) |
42 |
|
28 |
|
13 |
10 |
|
|
|
|
|
||
|
Разделительная цементировочная пробка (ПП) |
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
Маркировка |
ПП-426 |
|
ПП-351 |
|
ПП-245 |
ПП-140 |
|
|
|
|
|
|
|
Масса, (кг) |
74 |
|
25 |
|
11 |
4 |
|
|
|
|
|
|
|