башмак БК - 146 3100
обратный клапан ЦКОД - 146 3070
Фонари ЦЦ-2-146 - устанавливаются:
в интервале продуктивного пласта, 30 м выше и 30 м ниже через 10м;
3 шт. в башмаке кондуктора и 1 на верхнюю трубу на устье.
Скребки - над и под интервалом перфорации на участках длиной 5 м через 0,5 м;
Турбулизаторы - в интервале продуктивного пласта, 5м выше и 5м ниже через 5 м.
2.4 Свинчивание обсадных труб производить ключом АКБ.
2.5 В качестве уплотнителей резьбовых соединений обсадных труб использовать смазку Р - 402. При свинчивании смазка должна быть обильно нанесена на резьбовые и уплотнительные поверхности ниппеля и муфты из расчета покрытия не менее 3/4 длины соединения считая от его торца.
2.6 Скорость спуска колонны: до глубины 670м не более 1 м/с, ниже - 0,4 м/с.
Не допускать величины опорожнения колонны более 300 м.
2.7 Промежуточную промывку производить на глубине 900 и 2400 м не менее 37 и 66 минут при производительности буровых насосов 29 л/сек, промывка на забое не менее двух циклов.
2.8 При возникновении поглощений в процессе спуска колонны восстановление циркуляции следует производить при минимально возможной подаче насоса или цементировочного агрегата.
3. Цементирование эксплуатационной колонны.
3.1 Потребную для работы цементировочную технику и оборудование расставить и обвязать в соответствии с типовой схемой произвести гидравлическую опрессовку давлением 30 МПа.
Ответственный: ЦТР.
3.2 Осуществить операции по цементированию обсадной колонны в следующей последовательности:
закачать в колонну 61 м3 буферной жидкости (раствор технической воды и 420 кг ТПФН);
затворить и закачать в скважину гельцементный раствор плотностью 1,53 г\см3 из 64,5 т тампонажного портландцемента и бентонита, цементный раствор плотностью 1,82 г/смЗ из 16 т тампонажного портландцемента ПЦТ I - 100. Пустить продавочную пробку и продавить цементный раствор буровым раствором в количестве до получения момента "стоп", стравить давление и оставить скважину на ОЗЦ 24 часа.
Общее руководство работами по креплению скважины эксплуатационной колонной возлагается на ведущего инженера по ЗР.
Расчет цементирования.
Объем гельцементного раствора плотностью 1,53 г\см3
Vгц=64,5 м3.
Объем цементного раствора плотностью 1,82 г\см3
Vц=7,4 м3.
Количество гельцементной смеси
Мгц = 77,2 т.
Количество чистого цемента
Мц= 16 т.
Объем продавочной жидкости:
VПР=43,2 мЗ
Расчет эксплуатационной колонны.
Коэффициент запаса прочности на растягивающие нагрузки:
Кстр =1, 19.
Коэффициент запаса прочности на смятие:
Ксм= 1,146.
2.14. Освоение скважины
Заключительный технологический этап при бурении эксплуатационных и разведочных нефтяных и газовых скважин связан с освоением продуктивных горизонтов. От качественной реализации технологии освоения зависит последующая эффективность объекта эксплуатации. В комплекс работ по освоению входят: вторичное вскрытие пласта, выбор способа вызова притока из пласта и, при необходимости, методов активного воздействия на призабойную зону с целью устранения вредного воздействия на продуктивный пласт процессов бурения при вскрытии и интенсификации притока [17].
Вторичное вскрытие пласта заключается в создании гидравлической связи скважины с пластом.
Во избежание открытого фонтанирования вторичное вскрытие осуществляется на репрессии, величина которой составит 4 - 7% [3].
Для создание гидравлической связи в скважинах, обсаженных эксплуатационными колоннами, для вскрытия применяют стреляющие (кумулятивные, пулевые) и гидропескоструйные перфораторы.
Перфораторы пробивают каналы в продуктивном пласте через стенки обсадных труб и слой затрубного цементного камня.
В настоящее время кумулятивным способом осуществляют свыше 90% всего объема перфорационных работ.
На данном месторождении вторичное вскрытие пласта рекомендуется производить кумулятивными бескорпусными перфораторами. Выбор производим по табл.4.48 [18, табл.4.48, стр. 204].
Наиболее подходящим к данным условиям является ленточный перфоратор ПКС 105Т, который имеет следующие характеристики:
Плотность перфорации, отверстия/метр:
Допустимая 10
За один спуск 6
Максимальный интервал перфорации за один спуск, м 30
Длина канала, м:
σ СЖ =45 МПа 0,275
σ СЖ =25 МПа 0,350
Диаметр канала, мм:
В трубе 44
В породе
σ СЖ =45 МПа 12
σ СЖ =25 МПа 14
ПКС 105Т имеет извлекаемый ленточный каркас, с зарядом в стеклянных или ситалловых оболочках. Перфораторы этого типа имеют пониженную термостойкость по сравнению с корпусными перфораторами. На средних глубинах они обладают более высокой производительностью и лучшей пробивной способностью, чем другие перфораторы. При перфорации с их использованием практически исключается засорение скважины осколками.
Плотность перфорации принимается равной 10 отверстий/метр.
Перед перфорацией устье оборудуется малогабаритной превенторной установкой типа ППМ 125х25, разработанной институтом ЗапСибБурНИПИ и изготавливаемой заводом "Тюменьбурмаш" (ОАО "Гром").
Так как первичное вскрытие продуктивного пласта осуществляется с буровым раствором на водяной основе, то применение в качестве перфорационной жидкости нефти и нефтепродуктов приведёт к образованию вязкой водонефтяной эмульсии, которая будет препятствовать движению флюида к призабойной зоне скважины и способствовать снижению коэффициента восстановления проницаемости.
Поэтому в качестве перфорационной жидкости предлагается использовать солевой раствор, применение которого получило широкое распространение на Игольско-Таловом месторождении.
Чтобы получить приток из продуктивного горизонта, необходимо давление в скважине снизить значительно ниже пластового. Существуют различные способы снижения давления, основанные либо на замене тяжелой промывочной жидкости на более легкую, либо на плавном или резком понижении уровня жидкости в эксплуатационной колонне [17].
Перед началом вызова притока устье скважины оборудуется фонтанной арматурой (АФ). Технологией вызова притока предусматривается применение насосно-компрессорных труб (НКТ) диаметром 73 мм а рабочее давление на устье не превышает 21 МПа, то проектируется применение фонтанной арматуры АФ1-65х21ХЛ.
В последнее время просматривается необходимость перехода к технологиям освоения скважин в сторону ресурсосберегающих и наносящих минимальный вред окружающей среде методов работы на скважине. Наиболее полно этому процессу отвечает освоение скважин с помощью поршневого вытеснения - свабирования.
В классическом виде свабирование представляет собой процесс периодического спуска поршневого узла (сваба) под динамический уровень жидкости глушения в НКТ и последующего его подъема.
Спуск и подъем сваба производится с помощью каротажного подъемника (ПКС-5) на геофизическом кабеле. Глубина погружения сваба под уровень жидкости, из соображения допустимого усилия нагрузки в узле заделки троса, достигающего 3 тонны, не превышает 500…550 м.
Так как сваб имеет гибкую связь с устьевым оборудованием, то на последних циклах свабирования к нему можно присоединить регистрирующие приборы (манометр, термометр, расходомер, пробоотборник и т.д.) и совместить процесс исследования скважины со стадией понижения уровня жидкости, что также значительно сокращает рабочее время. Кроме того, геофизический кабель создает электрическую связь с прибором, а это предполагает не только регистрацию, но и контроль за моментом начала притока и, таким образом, своевременно прекратить свабирование и целиком переключиться на процесс исследования скважины, а также получить качественную глубинную пробу и сведения о гидродинамических характеристиках пласта.
При освоении проектной скважины планируется применение усовершенствованной технологической схемы свабирования с использованием отечественного оборудования.
Для того, чтобы использовать отечественные лубрикаторы, имеющие длину не превышающую 2 м, необходимо иметь сваб с регулируемой поперечной геометрией, позволяющей при спуске исключить трение между его уплотнительными элементами и внутренней стенкой НКТ, что значительно уменьшает массу груза, а значит, и общую длину свабового узла.
Принципиально новый технологический процесс представляет собой спуск в скважину НКТ, в состав которых входят пакерный узел гидравлического действия и обратный клапан. При достижении заданной глубины спуска НКТ создается избыточное давление, приводящее в действие пакерный узел. На фонтанной арматуре монтируется лубрикатор и далее выполняются операции в соответствии с классической технологией свабирования, но так как затрубное пространство скважины изолировано пакером, то для того, чтобы понизить уровень жидкости в НКТ на 1000 м, достаточно вытеснить 3...4 м рабочей жидкости, для чего необходимо сделать не более двух-трех циклов свабирования
Изменение поперечных размеров сваба происходит путем подачи энергии по геофизическому кабелю, либо (при нарушении внутреннего гидродинамического состояния сваба) при спуске его до расчетной глубины, при которой уплотнительные элементы сваба полностью перекроют внутреннее сечение НКТ. Отсюда возникает дополнительная возможность исследовать скважину не только в режиме притока, но и в закрытом режиме, когда в подпакерном пространстве происходит восстановление забойного давления до пластового. В этом случае возможно получение информации о состоянии прискважинной зоны и промыслово-добывных параметрах продуктивного пласта, которые невозможно получить без применения специального испытательного оборудования.
Конструкции сваба второго поколения и отработка отдельных элементов технологии свабирования совместно с пакерным узлом имеет существенные преимущества: