Объектом работы являются эксплуатационные скважины для освоения месторождений Западной Сибири

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].

 

2.14.1 Вторичное вскрытие пласта

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.

 

2.14.2 Вызов притока из пласта

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:

обеспечивается полная безопасность процесса освоения скважины за счет изоляции внутреннего ее пространства лубрикаторным узлом;

время, затрачиваемое на проведение одного снижения уровня жидкости в скважине, в 1,5...2,0 раза меньше, чем при компрессировании;

число необходимого оборудования сокращается вдвое;

многократно уменьшается потребление топливно-энергетических ресурсов;

значительно сокращается антропогенное воздействие на окружающую среду за счет уменьшения числа рабочего персонала и сокращения времени на освоение и исследование скважин.

 

2.15 Выбор и обоснование буровой установки, ее комплектование

 

Расчет режимов СПО и оснастки талевой системы

Центральным звеном бурового комплекса является буровая установка. При выборе буровой установки необходимо учитывать ряд основных факторов: глубина бурения, допустимая нагрузка на крюке, электрофицированность района работ, цель бурения.

Учитывая конкретные условия бурения, а именно то, что площадь ведения буровых работ заболоченная и бурение ведется с кустовых площадок, район обеспечен электроэнергией и глубина бурения скважин не превышает 3200 м, выбирается буровая установка типа БУ 3200/200 ЭК-БМ.

Согласно требования изложенным в [19] буровая установка должна соответствовать ГОСТ 16293-82, при этом также должны выполняться следующие условия:

 

[Gкр] / Qбк > 0,6; (2.138)

[Gкр] / Qоб > 0,9; (2.139)

[Gкр] / Qпр > 1, (2.140)

 

где Gкр - допустимая нагрузка на крюке, тс;

Qок - максимальный вес бурильной колонны, тс;

Qоб -максимальный вес обсадной колонны, тс;

Qпр -параметр веса колонны при ликвидации прихвата, тс.

Максимальный вес бурильной колонны составляет QБК =67076 кг = 67,07 тс.

Максимальный вес обсадной колонны составляет QОБ =755,7 кН =75,57 тс.

Параметр веса колонны при ликвидации прихвата определяется по формуле:

 

Qпр = k × Qмах тс, (2.141)

 

где k - коэффициент увеличения веса колонны при ликвидации прихвата (k = 1,3);

Qмах - наибольший вес одной из колонн, тс.

 

Qпр = 1,3 × 67,07=87,19 тс.

По условию (2.138):

200/67,07=2,98 >0,6.

По условию (2.139):

200/75,57=2,64 >0,6.

По условию (2.140):

200/87, 19=2,29 >1.

 

Из вышеприведенных расчетов видно, что все условия выполняются, следовательно, буровая установка для бурения проектируемой скважины выбрана верно.

Техническая характеристика БУ 3200/200 ЭК-БМ.

Условная глубина бурения, м 3200

Допустимая нагрузка на крюке, кН (тс) 2000 (200)

Оснастка талевой системы 5×6

Высота основания (отметка пола буровой), м 8,5

Ротор Р-560

Клиновой захват ПКР-560

Тип бурового насоса УНБТ-950

Мощность бурового насоса, кВт 950

Буровой вертлюг УВ-250 МА1

Компрессор АВШ6/10

Талевый блок УТБК-5×200

Буровая лебедка ЛБ-750

Объем емкости для долива, м3 12

Полезный объем емкостей бурового раствора, м3 120

Полезный объем емкостей для воды вне эшелона, м3 100

Расстояние от оси скважины до края амбара, м 18

Производится расчет режимов СПО.

Определяется скорость крюка при различных скоростях лебедки по формуле:

 

Vкрi=Vi/Qт м/с, (2.142)

 

где Vкрi- скорость крюка на различных передачах лебедки;

Vi- i-я скорость вращения барабана лебедки, м/с;

Qт- вес талевой системы (Qтс=10 тс = 100 кН).

Для лебедки типа ЛБ-750 скорость вращения барабана лебедки на различных скоростях следующая:

 

V1=2 м/с; V4=7,36 м/с;

V2=3,04 м/с; V5=11,28 м/с;

V3=4,88м/с; V1=17,29 м/с.

 

По формуле (2.142)

 

Vкр1 =2/10=0,2 м/с; Vкр4 =7,36/10=0,736 м/с;

Vкр2 =3,04/10=0,304 м/с; Vкр5 =11,28/10=1,128 м/с;

Vкр3 =4,88/10=0,488 м/с; Vкр6 =17,29/10=1,729м/с.

 

Определяется грузоподъемность лебедки на крюке QЛiК, при различных скоростях подъема Vi по формуле:

 

QЛiК = (Nб × h) / Vкрi - Qтс кН, (2.143)

 

где Nб- мощность на барабане лебедки, кВт;

h- коэффициент полезного действия (h = 0,95).

 

QЛ1К = (560 × 0,95) / 0,2 - 100= 2560 кН;

QЛ2К = (560 × 0,95) / 0,304 - 100= 1650 кН;

QЛ3К = (560 × 0,95) / 0,488 - 100= 990 кН;

QЛ4К = (560 × 0,95) / 0,736 - 100= 623 кН;

QЛ5К = (560 × 0,95) / 1,128 - 100= 371 кН;

QЛ6К = (560 × 0,95) / 1,729 - 100= 197 кН.

 

Определяется условный вес одной свечи q по формуле

q= ( (Qбк+Qтс) × l) /L кН, (2.144)

 

где l - длина одной свечи (l = 25 м);

L - глубина скважины по стволу, м.

 

q= ( (670,76+100) × 25) /3105=6,2 кН.

 

Определяется общее количество свечей n по формуле

 

n=L/l, (2.145)

n=3105/25=125 шт.

 

Определяется количество свечей, которые можно поднять из скважины на каждой скорости лебедки ni по формуле

 

ni= ( (Qбк+Qтс) - QЛi - 1К) / q. (2.146)

 

Количество свечей поднимаемых на 6-ой скорости лебедки:

 

n6= 197/ 6,2=31 шт.

 

Количество свечей поднимаемых на 5-ой скорости лебедки:

 

n5= ( (670,76+100) - 197) /6,2=82 шт.

 

Количество свечей поднимаемых на 4-ой скорости лебедки:

 

n4= ( (670,76+100) - 371) /6,2=64 шт.

 

Количество свечей поднимаемых на 3, 2, 1 скоростях не определяется, так как на 6, 5 и 4 скорости можно поднять всю бурильную колонну.

Режимы СПО приведены в табл.2.17.

 

Таблица.2.17 Режимы СПО

Скорость лебедки	Количество поднимаемых свечей, шт
4 5 6	12 82 31

 

 

3. Вспомогательные цехи и службы

 

3.1 Ремонтная база

 

В результате длительной эксплуатации бурового оборудования либо при возникновении аварийных ситуаций происходит износ или поломка бурового оборудования.

Ремонтом вышедшего из строя оборудования занимается центральная база производственного обеспечения (ЦБПО), которая подразделяется на: