Материал: Курсовой проект по дисциплине Заканчивание и крепление нефтегазовых скважин

Технология первичного вскрытия продуктивного пласта.

Под первичным вскрытием условимся понимать комплекс работ, связанных с разбуриванием продуктивного пласта и обеспечением устойчивости ствола скважины в нем. Существуют несколько способов первичного вскрытия.

В зависимости от горно-геологических условий и гидродинамического состояния залежи применяются три способа первичного вскрытия продуктивных пластов, основным отличительным признаком которого является величина дифференциального давления, создаваемого в процессе разбуривания продуктивного пласта. Первый способ основан на принципе превышения давления в скважине над пластовым (вскрытие на репрессии). Создание репрессии позволяет поддерживать безопасные с точки зрения предупреждения ГНВП условия бурения скважины. Этот способ вскрытия пластов является основным в мировой и отечественной практике.

Промысловый опыт свидетельствует об эффективности репрессивного способа бурения скважин в не осложненных условиях.

В осложненных условиях (низкая прочность горных пород, наличие в разрезе поглощающих пластов, пластов с аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД) применение этого способа сопровождается:

• 
  гидроразрывами горных пород,
  
• 
  поглощениями бурового раствора,
  
• 
  прихватами инструмента,
  
• 
  значительным загрязнением ПЗП и др. явлениями
  

Эти явления снижают технико-экономические показатели строительства скважин.

Второй способ вскрытия пластов предполагает регулирование давления в скважине на уровне близкого к пластовому (вскрытие пластов на «равновесии»).

Во избежание газонефтеводопроявлений (ГНВП) и выбросов применение этого метода возможно только в определенных условиях бурения скважин и допустимых пределов снижения давления в скважине. Этот способ реализуется с применением растворов низкой плотности, аэрированных жидкостей и пен. Иногда используют 2 вида бурового раствора.

Третий способ вскрытия пластов реализуется на принципе поддержания забойного давления на уровне ниже пластового (вскрытие пластов на депрессии). Этот способ в настоящее время находит все долее широкое применение в буровой практике в условиях низких пластовых давлений.

Способ вскрытия пластов на депрессии предполагает применение промывочных жидкостей, характеризующихся низкой плотностью (аэрированных растворов, пен, газов).

Вскрытие пластов на режиме репрессии проводится с применением буровых растворов такой плотности, при которой обеспечивается минимально необходимая репрессия на пласт:

- 10% - при глубине пластов до 1200м;

- 5% - при глубине пластов более 1200м.

соответствии с рецептурой предложенной лабораторией буровых и тампонажных растворов.

• 
  При отсутствии визуальных признаков поглощений бурение до проектной глубины вести без опрессовок ствола скважины. В случае возникновения визуальных признаков поглощений проводить опрессовку ствола скважины на давление 12,5 МПа для определения Кпр
  
• 
  ,
  

где – коэффициент, учитывающий гидравлические сопротивления в затрубном пространстве при цементировании обсадной колонны, принимается равным 1,10–1,12.

=18,5 МПА

Подготовка обсадных труб к спуску в скважину.

В соответствии с проектным расчетом на буровую завозятся обсадные трубы с 5% запасом по длине. В качестве запасных берут трубы, которые составляют наиболее прочную секцию колонны. При транспортировке труб и погрузочно-разгрузочных работах предпринимают меры, которые предотвращают повреждение резьб и изгиб тела труб. На ниппельную часть резьбы надевают предохранительные колпаки.

Трубы укладываются на козлы рядом с приемными мостками муфтами в сторону буровой в порядке, обратном спуску (в нижние ряды укладываются трубы, необходимые для компоновки верха колонны).

Каждая труба промеряется стальной лентой и регистрируется в специальной ведомости. Трубы должны быть опрессованы на базе производственного обслуживания (БПО), о чем должен составляться акт, который доставляется на буровую вместе с трубами. Если трубы предварительно не опрессованы, то эту работу выполняют на буровой с использованием ЦА.

Давление опрессовки рассчитывается по формуле:

Для труб диаметром 168 мм, категории прочности Д и толщиной стенки 8,9 мм = = 40,3 МПа

На БПО должны быть проверены по размеру и по натягу резьбы и уплотнительные поверхности.

Шаблонировка труб по внутреннему диаметру осуществляется при сборке обсадной колонны с использованием двойного жесткого шаблона с диаметром, который на 2-3 мм меньше внутреннего диаметра трубы. Не прошедшие гидравлического испытания и шаблонировки трубы бракуются и заменяются резервными.
4.3 Обоснование состава технологической оснастки и ее размещения на обсадных колонн.

К технологической оснастке обсадных колонн относят набор устройств, которыми оснащают колонну для обеспечения ее спуска и качественного цементирования в соответствии с принятым методом. Каждый элемент технологической оснастки выполняет свои функции и подвергается различным нагрузкам как в процессе спуска обсадной колонны, так и при ее цементировании.

Низ колонны оборудуется башмаком с направляющей пробкой.

Над башмаком, в первом или втором стыке обсадных труб устанавливают один или два обратных клапана, которые предназначены для предотвращения поступления цементного раствора в обсадную колонну после окончательного его продавливания в затрубное пространство в процессе цементирования колонны. По конструкции обратные клапаны бывают тарельчатые, шаровые и дифференциальные (дроссельные) типа ЦКОД. При обратном способе цементирования используют управляемые тарельчатые обратные клапаны.

На наружную поверхность обсадной колонны устанавливают центрирующие фонари, скребки и турбулизаторы.



В настоящее время применяют два типа центраторов - сварные и разъемные (пружинные). При малых кольцевых зазорах (до 12-15 мм) применяют сварные, а при больших величинах кольцевого зазора - разъемные. Центраторы устанавливаются в интервалах цементирования и у устья для удобства обвязки.

Расстояния между центраторами рассчитываются отдельно для растянутой и сжатой частей обсадной колонны. Расстояние от башмака колонны до нейтрального сечения при использовании облегченного цементного раствора и раствора нормальной плотности можно определить из выражения:

где: dН и dВ - соответственно наружный и внутренний диаметры

обсадной колонны;

rМ, rЦ, rОЦ, rР - соответственно плотность металла, цементного,

облегченного цементного и бурового растворов.

НЦ , НОЦ - соответственно высота столба цементного и облегченного

цементного растворов в затрубном пространстве обсадной колонны.

L - длина обсадной колонны.

На практике центраторы устанавливают через 10 м в интервалах продуктивных пластов и мест искривлений ствола скважины, в остальных интервалах цементирования - через 50 м.

Турбулизаторы предназначены для завихрения восходящего потока цементного раствора с целью лучшего замещения бурового раствора цементным, особенно в зонах каверн.

Учитывая, что центрирующие элементы так же обладают турбулизирующим действием, турбулизаторы устанавливают чаще всего только в интервалах продуктивных пластов и в зонах каверн. Для предохранения лопастей турбулизатора от повреждения его устанавливают в комплекте с центратором (выше) на расстоянии 1,0-1,5 м. На одной обсадной трубе не устанавливают более двух турбулизаторов.


4.4 Обоснование способов цементирования обсадных колонн и составов тампонажных материалов.
Выбор способа цементирования.

При выборе способа цементирования обсадной колонны определяется коэффициент безопасности:

Кб = Рз / Ргрп,

где: Рз - расчётное давление у башмака спущенной обсадной колонны в процессе цементирования;

Ргрп - давление гидроразрыва пластов на той же глубине.

Если Кб > 1,00 то цементирование производится в две ступени с использованием пакера типа ПДМ или муфты ступенчатого цементирования.

Если 0,95 < Кб < 1,00 то цементирование производится в одну ступень с обязательным выполнением комплекса мероприятий по предотвращению гидроразрыва пластов.

Если Кб < 0,95 то достаточно ограничиться соблюдением режима продавливания тампонажного раствора (при безусловном соблюдении других проектных требований при проводке и креплении скважины).

Самый слабый пласт находится на глубине

=50,4

Н =2688,5 – глубина на которой находится слабый пласт, м

- плотность цементного раствора, кг/м



- эквивалент градиента давлений

- глубина пласта, м

=1,1

Так как Кб > 1,00 то цементирование производится в две ступени (с целью предотвращения гидроразрыва пород и поглощения тампонажного раствора) с применением муфты МСЦ.


Схема двухступенчатого цементирования

с применением муфты МСЦ:

а - цементирование первой ступени;

б – цементирование второй ступени;

1 - верхняя втулка муфты МСЦ;

2 – корпус муфты МСЦ;

3 – циркуляционные отверстия;

4 - нижняя втулка муфты МСЦ;

5 – обсадная колонна;

6 – упорное кольцо «стоп»;

7 – обратный клапан;

8 – направляющая пробка


Сущность двухступенчатого метода цементирования заключается в том, что тампонажный раствор для цементирования первой ступени выдавливается в затрубное пространство через башмак обсадной колонны, а тампонажный раствор для цементирования второй (верхней) ступени попадает в кольцевое пространство через специальную цементировочную муфту.

Осуществление этого метода цементирования проводится в следующей последовательности. Закачивают в обсадную колонну рассчитанный объем тампонажного раствора для заполнения затрубного пространства обсадной колонны от башмака до цементировочной муфты.

На границах столба этого тампонажного раствора движутся эластичные разделительные пробки, которые свободно проходят через цементировочную муфту и останавливаются на упорном кольце или обратном клапане.

Вслед за первой порцией тампонажного раствора закачивается порция продавочной жидкости объемом равным объему колонны на участке от упорного кольца (обратного клапана) до цементировочной муфты.

На верхней границе этой порции продавочной жидкости движется разделительная пробка, которая, садясь на нижнюю втулку цементировочной муфты