Файл: Строительство наклоннонаправленной эксплуатационной скважины 12 на площади СевероПрибрежная.rtf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 26.04.2024
Просмотров: 161
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
2.4.7 Заключительные работы и контроль цементирования
После затвердевания цементного раствора производят следующие работы:
Обсадная колонна считается герметичной если в течении течение 30 мин давление опрессовки не снизилось более чем на 0,5 МПа. Наблюдение за изменением давления начинается через 5 мин после создания давления опрессовки.
После испытания обсадной колонны составляется акт, в котором указывается их результат и заключение комиссии.
2.5 Проектирование процессов испытания и освоения скважины
.5.1 Вторичное вскрытие пласта
Основная задача вторичного вскрытия - создание совершенной гидродинамической связи между скважиной и продуктивным пластом без отрицательного воздействия на коллекторские свойства призабойной зоны пласта, без значительных деформаций обсадных колонн и цементной оболочки. Решение этой задачи обеспечивается правильным выбором условий перфорации, перфорационной среды, оптимального для данных условий типоразмера стреляющей аппаратуры и оптимальной плотности перфорации. В настоящее время широкое распространение получило 3 вида перфорации: пулевая, кумулятивная и гидропескоструйная. Кумулятивная перфорация отвечает требованиям, предъявляемым к качеству вторичного вскрытия продуктивных пластов. Приемлемое деформационное воздействие на обсадную колонну и цементный камень в этом способе перфорации можно обеспечить правильным подбором перфоратора.
Проведение вторичного вскрытия пласта кумулятивной перфорацией возможно при различных гидродинамических условий в скважине. Наиболее распространенным методом вторичного вскрытия пласта является перфорация при репрессии на пласт. По данному варианту проведения работ давление на забое скважины превышает пластовое давление, что обеспечивает проведение перфорации в безопасном режиме.
На пути применения эффективной с технической точки зрения трубной перфорации сдерживающим фактором остается высокая стоимость сервисных услуг, по сравнению с кабельной перфорацией.
Решающим фактором для выбора перфорации на НКТ является наличие вскрываемых пластов мощностью 30¸40 м. При такой перфорации появляется возможность проведения её меньшим количеством спускоподъемных операций перфоратора.
Выбирается перфоратор ПКТ-89-АТ-01 производства ЗАО «БашВзрывТехнологии», он спускается в скважину на НКТ и устанавливается в интервале 3102-3132 метров (по вертикали). Технические характеристики выбранного перфоратора представлены в таблице 2.17
Таблица 2.17 - Технические характеристики ПКТ-89-АТ-01
Устье скважины перед проведением перфорации оборудуется малогабаритной превенторной установкой типа ППР-150´21.
Перед спуском перфоратора скважина должна быть прошаблонирована шаблоном диаметром 140 мм.
Оборудование скважины для выполнения спуско-подъемных операций и промывки должно быть исправным и находиться в рабочем состоянии в течении всего времени проведения ПВР.
Проводится дополнительный инструктаж работникам буровой бригады по технологии безаварийного проведения перфорации на НКТ с записью в журнале инструктажа. Члены буровой бригады, привлекаемые для выполнения спуска перфоратора в скважину, допускаются только по личному указанию руководителя взрывных работ и постоянно контролируются им.
Сборка отдельных секций перфоратора, присоединение инициирующей головки ИГ-1 к верхней секции производиться на столе или на специальных козлах оборудованных тисками или другим зажимным приспособлением, непосредственно на месте проведения ПВР.
Снаряженный перфоратор и его отдельные секции следует переносить осторожно, не допуская падения, ударов и волочения.
Сборка перфоратора (стыковка зарядных секций) производится непосредственно при спуске перфоратора в устье скважины.
Подъем секций производится при помощи грузоподъемного приспособления, навинчиваемого на переходники секций. Каждая спускаемая в скважину секция на момент свинчивания фиксируется на устье клиновидными захватами и страхуется двумя воротками, вставляемыми в отверстия переходников. Подъем верхней секции производиться за переходник инициирующей головки.
Через переводник на инициирующую головку перфоратора, с точной мерой длины, навинчиваются две трубки НКТ-73, выше двух трубок НКТ устанавливается реперный патрубок длиной 2-3 метра из НКТ-73, выше трубы НКТ-73 мм.
Производиться спуск перфоратора со скоростью не более 0,5 м/сек без вращения НКТ до заданной глубины с промером и шаблонированием спускаемых труб.
Производится запись ГК, МЛМ с целью определения глубины установки перфоратора. Спускаемый прибор должен быть оборудован наконечником диаметром не менее 55 мм для предотвращения прохождения приборов ниже переводника. После полученного результата привязка перфоратора по ГК, МЛМ (глубина установки реперного патрубка), при помощи подгоночных патрубков НКТ верхний заряд перфоратора устанавливается на кровле заданного интервала.
Производится контрольная запись ГК, МЛМ, с целью правильности установки перфоратора в заданном интервале, а так же производится замер гидростатического давления столба скважинной жидкости в интервале установки перфоратора.
После установки перфоратора в интервале перфорации произвести задействование инициирующей головки (отстрел перфоратора) с помощью штанги сбрасываемой в полость НКТ. Факт срабатывания перфоратора определяется по характерному звуку на устье скважины, притоку флюида, повышению давления в скважине и т.п.
Перед подъемом перфоратора необходимо извлечь штангу на поверхность при помощи ловителя спускаемого в скважину на геофизическом кабеле.
Подъем НКТ с отстрелянным перфоратором производить осторожно, без рывков со скоростью не более 2,2 м/с. При подходе к устью скорость должна быть снижена до величины не более 0,1 м/с. После подъема сработавшего перфоратора он разбирается в последовательности обратной сборке.
2.5.2 Вызов притока пластового флюида
Основная задача работ по вызову притока из продуктивного пласта -уменьшение гидростатического давления столба жидкости, находящейся в скважине на пласт.
Для вызова притока предусматривается применение НКТ диаметром 73 мм и фонтанной арматуры АФ6-65х70К1 (рисунок 2.11). Схема обвязки устья при вызове притока представлена в графическом материале.
Вызов притока на данной скважине будет производится созданием ступенчатой депрессии. методом снижения уровня жидкости - свабированием. При этом уровень жидкости в скважине снижают при помощи специального поршня (сваба) с обратным клапаном, допускающим переток жидкости через поршень только в одном направлении при спуске его в скважину. Диаметр поршня равен внутреннему диаметру НКТ.
Свабирование представляет собой процесс периодического спуска сваба под динамический уровень жидкости глушения в НКТ и последующего его подъема.
Данный способ обладает следующими преимуществами[25]:
1 - крестовина трубной головки; 2 - планшайба; 3 - тройник; 4 - запорное приспособление; 5 - лубрикатор; 6 - штуцер.
Рисунок 2.11 Схема фонтанной арматуры
2.6 Разработка мероприятий по предупреждению осложнений и аварий при сооружении скважины
Основная цель бурения - качественное, технологически грамотное с минимальными затратами времени и средств выполнение всех процессов и операций по сооружению скважины. Одним из основных критериев высокого качества строительства скважин является бурение без осложнений и аварий [26].
2.6.1 Осыпи и обвалы стенок скважины
Обвалы стенок скважины могут происходить в результате недостаточного противодавления на стенки скважины, нарушения их прочности и устойчивости фильтратом бурового раствора, а так же в результате резких колебаний гидростатического и гидродинамического давлений на стенки скважины.
Обвалы стенок, носящие катастрофический характер, могут происходить в результате резкого и значительного снижения гидростатического давления, вызванного поглощением промывочной жидкости или её разгазированием, а так же недоливом скважины во время подъема.
Для предотвращения обвалов необходимо выполнять следующие мероприятия [27-1]:
. Для предотвращения резких колебаний давления на стенки скважины при СПО обязательно производят контроль за доливом.
. Перед подъемом инструмента делается промывка скважины, обрабатывается и производится очистка промывочной жидкости по циклу. Не допускается подъем инструмента при повышенных значений вязкости и СНС.
. Подъем инструмента с сальником в интервале затяжек производится на пониженной скорости до 0,4 м/с.
. После подъема с затяжками на значительном интервале, запрещается спускать в скважину компоновки с отклонителями, а также жесткие компоновки, включающие УБТ, калибраторы большого диаметра, центраторы и т.п.
После затвердевания цементного раствора производят следующие работы:
-
Стравливается избыточное давление в обсадной колонне и заколонном пространстве, если оно сохранилось до этого момента; -
Определяется положение кровли цементного камня в заколонном пространстве и оценивают качество цементирования скважины (полноту замещения промывочной жидкости тампонажным раствором, наличие контакта между обсадной колонной и камнем, камнем и стенками скважины) с помощью геофизических методов термометрии, радиоактивной и акустической цементометрии. Если обнаруживаются дефекты в цементном камне, из-за которых могут возникнуть перетоки пластовых жидкостей, необходимо выполнить ремонтные работы и ликвидировать брак; -
Производится демонтаж цементировочной головки; -
Производится обвязка обсадной колонны с предыдущей при помощи колонной головки типа ОКК1 210 - 146 х 245 (согласно 2.2.6); -
Проверку герметичности обсадной колонны, колонной головки и зацементриванного заколонного пространства путём опрессовки на давление 12,38 МПа, с предварительной заменой бурового раствора на техническую воду.
Обсадная колонна считается герметичной если в течении течение 30 мин давление опрессовки не снизилось более чем на 0,5 МПа. Наблюдение за изменением давления начинается через 5 мин после создания давления опрессовки.
После испытания обсадной колонны составляется акт, в котором указывается их результат и заключение комиссии.
2.5 Проектирование процессов испытания и освоения скважины
.5.1 Вторичное вскрытие пласта
Основная задача вторичного вскрытия - создание совершенной гидродинамической связи между скважиной и продуктивным пластом без отрицательного воздействия на коллекторские свойства призабойной зоны пласта, без значительных деформаций обсадных колонн и цементной оболочки. Решение этой задачи обеспечивается правильным выбором условий перфорации, перфорационной среды, оптимального для данных условий типоразмера стреляющей аппаратуры и оптимальной плотности перфорации. В настоящее время широкое распространение получило 3 вида перфорации: пулевая, кумулятивная и гидропескоструйная. Кумулятивная перфорация отвечает требованиям, предъявляемым к качеству вторичного вскрытия продуктивных пластов. Приемлемое деформационное воздействие на обсадную колонну и цементный камень в этом способе перфорации можно обеспечить правильным подбором перфоратора.
Проведение вторичного вскрытия пласта кумулятивной перфорацией возможно при различных гидродинамических условий в скважине. Наиболее распространенным методом вторичного вскрытия пласта является перфорация при репрессии на пласт. По данному варианту проведения работ давление на забое скважины превышает пластовое давление, что обеспечивает проведение перфорации в безопасном режиме.
На пути применения эффективной с технической точки зрения трубной перфорации сдерживающим фактором остается высокая стоимость сервисных услуг, по сравнению с кабельной перфорацией.
Решающим фактором для выбора перфорации на НКТ является наличие вскрываемых пластов мощностью 30¸40 м. При такой перфорации появляется возможность проведения её меньшим количеством спускоподъемных операций перфоратора.
Выбирается перфоратор ПКТ-89-АТ-01 производства ЗАО «БашВзрывТехнологии», он спускается в скважину на НКТ и устанавливается в интервале 3102-3132 метров (по вертикали). Технические характеристики выбранного перфоратора представлены в таблице 2.17
Таблица 2.17 - Технические характеристики ПКТ-89-АТ-01
| № п/п | Наименование показателя | Значение |
| 1. | Поперечный габарит, мм | 89 |
| 2. | Минимальный внутренний диаметр обсадной колонны,мм | 117 |
| 3. | Максимально допустимое гидростатическое давление, Мпа | 80 |
| 4. | Минимально допустимое гидростатическое давление, Мпа | 7 |
| 5. | Максимально допустимая температура применения, С град | |
| | - время выдержки 48 часов | 150 |
| | - время выдержки 84 часа | 120 |
| 6. | Плотность перфорации, отв/м | 10-20 |
| 7. | Фазовая ориентация зарядов, градусов | 60;90 |
| 8. | Максимальная длина сборки перфоратора, м | 100 |
Устье скважины перед проведением перфорации оборудуется малогабаритной превенторной установкой типа ППР-150´21.
Перед спуском перфоратора скважина должна быть прошаблонирована шаблоном диаметром 140 мм.
Оборудование скважины для выполнения спуско-подъемных операций и промывки должно быть исправным и находиться в рабочем состоянии в течении всего времени проведения ПВР.
Проводится дополнительный инструктаж работникам буровой бригады по технологии безаварийного проведения перфорации на НКТ с записью в журнале инструктажа. Члены буровой бригады, привлекаемые для выполнения спуска перфоратора в скважину, допускаются только по личному указанию руководителя взрывных работ и постоянно контролируются им.
Сборка отдельных секций перфоратора, присоединение инициирующей головки ИГ-1 к верхней секции производиться на столе или на специальных козлах оборудованных тисками или другим зажимным приспособлением, непосредственно на месте проведения ПВР.
Снаряженный перфоратор и его отдельные секции следует переносить осторожно, не допуская падения, ударов и волочения.
Сборка перфоратора (стыковка зарядных секций) производится непосредственно при спуске перфоратора в устье скважины.
Подъем секций производится при помощи грузоподъемного приспособления, навинчиваемого на переходники секций. Каждая спускаемая в скважину секция на момент свинчивания фиксируется на устье клиновидными захватами и страхуется двумя воротками, вставляемыми в отверстия переходников. Подъем верхней секции производиться за переходник инициирующей головки.
Через переводник на инициирующую головку перфоратора, с точной мерой длины, навинчиваются две трубки НКТ-73, выше двух трубок НКТ устанавливается реперный патрубок длиной 2-3 метра из НКТ-73, выше трубы НКТ-73 мм.
Производиться спуск перфоратора со скоростью не более 0,5 м/сек без вращения НКТ до заданной глубины с промером и шаблонированием спускаемых труб.
Производится запись ГК, МЛМ с целью определения глубины установки перфоратора. Спускаемый прибор должен быть оборудован наконечником диаметром не менее 55 мм для предотвращения прохождения приборов ниже переводника. После полученного результата привязка перфоратора по ГК, МЛМ (глубина установки реперного патрубка), при помощи подгоночных патрубков НКТ верхний заряд перфоратора устанавливается на кровле заданного интервала.
Производится контрольная запись ГК, МЛМ, с целью правильности установки перфоратора в заданном интервале, а так же производится замер гидростатического давления столба скважинной жидкости в интервале установки перфоратора.
После установки перфоратора в интервале перфорации произвести задействование инициирующей головки (отстрел перфоратора) с помощью штанги сбрасываемой в полость НКТ. Факт срабатывания перфоратора определяется по характерному звуку на устье скважины, притоку флюида, повышению давления в скважине и т.п.
Перед подъемом перфоратора необходимо извлечь штангу на поверхность при помощи ловителя спускаемого в скважину на геофизическом кабеле.
Подъем НКТ с отстрелянным перфоратором производить осторожно, без рывков со скоростью не более 2,2 м/с. При подходе к устью скорость должна быть снижена до величины не более 0,1 м/с. После подъема сработавшего перфоратора он разбирается в последовательности обратной сборке.
2.5.2 Вызов притока пластового флюида
Основная задача работ по вызову притока из продуктивного пласта -уменьшение гидростатического давления столба жидкости, находящейся в скважине на пласт.
Для вызова притока предусматривается применение НКТ диаметром 73 мм и фонтанной арматуры АФ6-65х70К1 (рисунок 2.11). Схема обвязки устья при вызове притока представлена в графическом материале.
Вызов притока на данной скважине будет производится созданием ступенчатой депрессии. методом снижения уровня жидкости - свабированием. При этом уровень жидкости в скважине снижают при помощи специального поршня (сваба) с обратным клапаном, допускающим переток жидкости через поршень только в одном направлении при спуске его в скважину. Диаметр поршня равен внутреннему диаметру НКТ.
Свабирование представляет собой процесс периодического спуска сваба под динамический уровень жидкости глушения в НКТ и последующего его подъема.
Данный способ обладает следующими преимуществами[25]:
-
возможность установки над свабом геофизических приборов, что дает возможность совместить процесс снижения уровни с исследованием скважины и контролем притока; -
получение качественной пробы флюида и сведений о гидродинамических характеристиках пласта; -
многократное снижение энергоемкости; -
простота реализации метода; -
наносится наименьший урон окружающей среде.
1 - крестовина трубной головки; 2 - планшайба; 3 - тройник; 4 - запорное приспособление; 5 - лубрикатор; 6 - штуцер.
Рисунок 2.11 Схема фонтанной арматуры
2.6 Разработка мероприятий по предупреждению осложнений и аварий при сооружении скважины
Основная цель бурения - качественное, технологически грамотное с минимальными затратами времени и средств выполнение всех процессов и операций по сооружению скважины. Одним из основных критериев высокого качества строительства скважин является бурение без осложнений и аварий [26].
2.6.1 Осыпи и обвалы стенок скважины
Обвалы стенок скважины могут происходить в результате недостаточного противодавления на стенки скважины, нарушения их прочности и устойчивости фильтратом бурового раствора, а так же в результате резких колебаний гидростатического и гидродинамического давлений на стенки скважины.
Обвалы стенок, носящие катастрофический характер, могут происходить в результате резкого и значительного снижения гидростатического давления, вызванного поглощением промывочной жидкости или её разгазированием, а так же недоливом скважины во время подъема.
Для предотвращения обвалов необходимо выполнять следующие мероприятия [27-1]:
. Для предотвращения резких колебаний давления на стенки скважины при СПО обязательно производят контроль за доливом.
. Перед подъемом инструмента делается промывка скважины, обрабатывается и производится очистка промывочной жидкости по циклу. Не допускается подъем инструмента при повышенных значений вязкости и СНС.
. Подъем инструмента с сальником в интервале затяжек производится на пониженной скорости до 0,4 м/с.
. После подъема с затяжками на значительном интервале, запрещается спускать в скважину компоновки с отклонителями, а также жесткие компоновки, включающие УБТ, калибраторы большого диаметра, центраторы и т.п.