3.6.3 ВЫБОР ТАМПОНАЖНОГО МАТЕРИАЛА
Выбор тампонажного материала производится в зависимости от характера разреза, назначения скважины, высоты подъема цементного раствора в затрубном пространстве и температуры забоя. Потребность материалов определяется расчетом.
Выбранные тампонажные материалы подвергаются анализу для соответствия их требования ГОСТ 1581-96.
Лабораторный анализ следует проводить с использованием химических реагентов, добавленных к тампонажным материалам и воды, на которой будет затворяться цементный раствор. Цементирование производится лишь при получении положительного заключения о пригодности тампонажных материалов.
Таблица 14
| Название компонента | ГОСТ, ТУ на изготовление, маркировка | Потребное количество, т | Всего | |||
| Название колонн | ||||||
| Направление | Кондуктор | Техническая колонна | Эксплуатационная колонна | |||
| Цемент | ГОСТ 1581-96 | 5,4 | 11 | 6,86 | 6,7 | 29,96 |
| Цемент в облегченном растворе | ГОСТ 1581-96 | 31,8 | 31,8 | |||
| Хлористый кальций (Хлористый натрий) | ГОСТ 1581-96 | 0,135 | 0,275 | 0,17 | 0,08 | 0,66 |
| ОЭЦ | 0,42 | 0,42 | ||||
3.6.4 ПОДГОТОВКА СКВАЖИНЫ К СПУСКУ ОБСАДНЫХ ТРУБ
Для обеспечения высоты подъема цементного раствора за колонной необходимо произвести опрессовку ствола скважины с гидромеханическим пакером на максимально ожидаемое давление при цементировании колонны. В случае поглощения бурового раствора произвести изоляционные работы.
При спуске буровой колонны на бурение перед проведением комплекса на бурение, заключаемых геофизических исследований производятся контрольный замер длины буровой колонны для уточнения фактической глубины скважины. По результатам геофизических исследований уточняется глубина спуска обсадной колонны, места установки элементов технической оснастки, интервалы проработки ствола, объем скважины.
После проработки и калибровки ствола на глубину спуска обсадной колонны скважина промывается до выравнивания параметров бурового раствора, соответствующих ГТН. Под кондуктор ствол скважины шаблонируется спуском 3-4 обсадных труб на бурильном инструменте. Спуск кондуктора, эксплуатационной колонн производятся с применением смазки УС-1, Р-402.
Турболизаторы устанавливаются на границах увеличения ствола скважины согласно инструктивно-технологической карте. Центраторы устанавливаются через каждые 25 м вместе со скребками.
Во избежание смятия обсадных труб, гидроразрыва пласта и поглощения бурового раствора под воздействием возникших в затрубном пространстве гидросопротивлений скорость спуска обсадной колонны с обратным клапаном должна быть равномерной и не превышать:
– для кондуктора – 1 м / с.
– для эксплуатационной колонны – 1,5 м / с.
В процессе спуска колонна плавно снимается с ротора и опускается в скважину. Динамические рывки, резкое торможение, разгрузка колонны или посадка ее свыше 30% от веса спускаемых труб не допускается. После спуска колонны производится промывка скважины для выравнивания параметров бурового раствора, соответствующих ГТН. Во избежание прихвата колонну периодически расхаживают, не допуская разгрузки на забой и превышение допустимых напряжений.
3.6.5 ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ
Одним из основных условий качества повышения крепления скважины является наиболее полное замещение бурового раствора цементным раствором, надежное сцепление цементного камня с горными породами и обсадной колонной, герметичность обсадной колонны, надежное разобщение пластов. Цементный камень в затрубном пространстве должен удовлетворять следующим требованиям:
– равномерно и полностью заполнять затрубное пространство;
– обеспечить надежное сцепление цементного камня с обсадными колоннами и горными породами;
– прочность образца на изгиб через двое суток после цементирования должна быть не менее 2,7 МПа для чистого цемента.
Приготовление цементных растворов производится УС-6-30. Цементирование эксплуатационной колонны производится ЦА-320М. Централизованный контроль и управление процессом осуществляется СКЦ-2М. Перед началом цементирования обсадных колонн монтируется обвязка линий высокого давления агрегатов и 16М-700. Нагнетательная линия и цементировочная головка должны быть опрессованы на 1,5 кратное ожидаемое рабочее давление при цементировании.
Закачку цементного раствора в скважину начинать после стабилизации режима работы смесителей и получения необходимой плотности цементного раствора. Закачку продавочной жидкости производить на скоростях, обеспечивающих получение расчетной критической скорости восходящего потока. Момент окончания продавливания цементного раствора определяется по повышению давления в обсадной колонне при посадке продавочной пробки на кольцо «стоп». После снятия давления определяется работа обратного клапана. При положительном результате скважина оставляется на ОЗЦ на 48 часов.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ОСНАСТКА ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ
Таблица 16
| суммарное на колонну | масса, кг | 85 | 60 | 57,2 | 84 | 13,2 | 28 | 25 | 390 | 100 | 250 | 5 | ||
| кол-во, шт. | 1 | 1 | 1 | 5 | 1 | 1 | 1 | 37 | 10 | 1 | 1 | |||
| элементы технологической оснастки колонны | количество в интервале, шт. | 1 | 1 | 1 | 5 | 1 | 1 | 1 | 37 | 10 | 1 | 1 | ||
| интервал установки, м | до (низ) | – | – | – | 579 | – | – | – | 1852 | 1852 | – | – | ||
| от (верх) | 30 | 579 | 240 | 0 | – | 1815 | 1846 | 0 | 0 | – | – | |||
| масса элемента, кг | 85 | 60 | 57,2 | 16,8 | 13,2 | 24 | 20 | 10 | 10 | 250 | 5 | |||
| наименование, шифр, типоразмер | БКМ – 324 | БКМ – 245 – 2 | ЦКОДМ – 245 – 2 | ЦЦ245/295 – 320 – 1 | ПП – 219/245 | БКМ – 146 | ЦКОДМ – 146 – 1 | ЦЦ – 146/190 – 216 | ЦТ – 146/190 – 3 | ПДМ – 146 | ПП – 140/146 | |||
| номер части колонны в порядке спуска | 2 | 3 | 4 | |||||||||||
| название колонны | кондуктор | техническая колонна | эксплуатационная колонна | |||||||||||
3.7 ВЫБОР И РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ
Состав бурильной колонны в конце бурения скважины:
Долото 0,2159 м; Д2-195; УБТ - 178, ТУ - 19-3-385 -79;
бурильные трубы ТБПВ диаметром 127 × 9,19 мм группы прочности Д, длиной L = 800 м; ЛБТ-178 × 11;
масса одного погонного метра БТ qбт = 0,000298 МН;
допустимая растягивающая нагрузка ТБПВ рст = 1,24 МН;
перепад давления на забойном двигателе рзд+д= 10 МПа;
G = 0,16 МН;
Qзд+д = 0,014 МН;
lзд+д = 8 м;
n = 1,3.
Определяется длина УБТ:
Lубт = (к × G – Qзд – рзд × Fк) / qубт = (1,25 × 0,16 – 0,014 – 10 × 0,0093) / 0,00156 = 34м.
где G – осевая нагрузка на долото; Qзд – масса забойного двигателя и долота 1400 кг; Fк – площадь трубного пространства бурильных труб.
Исходя из опыта бурения на данной площади принимается Lубт =25 м.
Определяется допустимая длина ЛБТ из условия растяжения:
Lлбт = (рст / n – (Qубт + Qтбпв + Qзд) – рзд × Fк) / qлбт = (1,24 / 1,3 – (0,00156 × 25 + 0,000298 × 800 + 0,014) – 10 × 0,0093 / 0,00165 = 2652м,
n – запас прочности на растяжение для бурильных труб;
Определяется длина ЛБТ:
1лбт = Lн – 1зд – 1убт – 1тбпв = 1852 – 25 – 8 – 800 = 1019 м.
Определяется масса бурильной колонны:
Qбк = Qлбт + Qубт + Qтбпв + Qзд = 0,014 + 25 × 0,00156 + 800 × 0,000298 + 0,000165 × 1019 = 0,45 МН.
Рекомендуется для бурения скважины следующие компоновки по интервалам.
Элементы КНБК
Таблица 16
| Примечание | 9 | Бурение под І направление | Бурение под ІІ направление | Бурение под кондуктор | Бурение с отбором керна в солях | Бурение под техническую колонну вертикального участка | ||||||||||||||||||
| Суммарная масса КНБК, т | 8 | 0,15 | 2,716 | 11,41 | 5,919 | 11,227 | ||||||||||||||||||
| Суммарная длина КНБК, м | 7 | 0,7 | 13,3 | 53,23 | 33,48 | 53,12 | ||||||||||||||||||
| Техническая характеристика | Масса, кг | 6 | 150 | 316 | 2400 | 145 | 347 | 4112 | 235 | 1536 | 235 | 4800 | 39 | 1080 | 4800 | 90 | 289 | 4112 | 200 | 1536 | 200 | 4800 | ||
| Длина, м | 5 | 0,7 | 0,63 | 12,5 | 0,53 | 1 | 16,7 | 1 | 8 | 1 | 25 | 0,38 | 8,1 | 25 | 0,42 | 1 | 16,7 | 1 | 8 | 1 | 25 | |||
| Наружный диаметр, мм | 4 | 600 | 490 | 203 | 393,7 | 393,7 | 240 | 390 | 203 | 390 | 203 | 212,7/80 | 164 | 178 | 295,3 | 295,3 | 240 | 292 | 203 | 292 | 203 | |||
| Типоразмер, шифр | 3 | Шнековое долото | Долото | УБ | Долото | Калибратор | 2ТСШ–240 | Центратор | УБТ | Центратор | УБТ | Бурголовка | «Недра» | УБТ | Долото | Калибратор | 2ТСШ–240 | Центратор | УБТ | Центратор | УБТ | |||
| Номер по порядку | 2 | 1 | 1 | 2 | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 1 | 2 | 3 | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | |||
| Условный номер КНБК | 1 | І | ІІ | ІІІ | ІV | V | ||||||||||||||||||
3.8 ВЫБОР БУРОВОЙ УСТАНОВКИ