Разработка проекта строительства дополнительного ствола из бездействующей скважины 8224 куста (стр. 11 из 14)
2,26 
.Перепад давления в промывочном узле долота определим по формуле:
, (46)
5,3 МПа.Определим коэффициенты:
, 
(47) 
2,4 
; (48)
; 
; 
.Определим технологически необходимый расход:
л/с. 
9. ЗАКАНЧИВАНИЕ БОКОВОГО СТВОЛАВариант заканчивания скважин в боковом стволе выбирается в зависимости от следующих условий:
- назначения скважины;
- устойчивость от разрушения пород, слагающих продуктивный пласт;
- наличие расстояния до газонефтяного контакта (ГНК) или водонефтяного контакта (ВНК).
С учетом этого выбираются три основных варианта крепления продуктивного пласта:
- крепление хвостовика без цементирования (рис. 4а);
- крепление хвостовика с манжетным цементированием (рис. 4б);
- крепление хвостовика с прямым цементированием по всей длине (рис. 4в).
а) б) в)
Рис. 4 - Основные варианты установки и крепления хвостовиков: а – крепление хвостовика без цементирования; б – крепление хвостовика с манжетным цементированием; в – крепление хвостовика с прямым цементированием по всей длине
Для рассматриваемой скважины № 1016 Рогожниковского месторождения выбираем крепление хвостовика с манжетным цементированием.
Крепление хвостовика с манжетным цементированием
Отечественный и зарубежный опыт в области строительства боковых стволов скважин, особенно с горизонтальным окончанием ствола, показывает, что во время этих работ возникают сложности не только при зарезке окна из обсадной колонны и проводке второго бокового ствола, но и при его креплении. Как правило, крепление боковых стволов скважин осуществляется путем спуска и цементирования хвостовика. Особое значение при этом приобретает надежное разобщение пластов при цементировании скважины, так как от успешного решения задачи зависят сохранение коллекторских свойств пласта, длительность безводной эксплуатации объектов, повышение суммарной добычи нефти. Отмеченное особенно важно для сложнопостроенных нефтяных месторождений, где выше и ниже продуктивного пласта расположены водоносные горизонты при минимальной толщине непроницаемых глинистых перемычек, отделяющих нефть от воды. Плохое разобщение пластов в таких скважинах приводит к обводнению добываемой продукции уже на стадии их освоения.
Перед спуском «хвостовика» производится проработка открытого ствола, а затем скважина промывается в течение одного цикла. В конце промывки параметры бурового раствора должны соответствовать проектным.В зависимости от способа крепления боковых стволов различают следующие уровни сложности заканчивания скважин:
1. Скважина с открытым боковым стволом;
2. Боковой ствол обсажен хвостовиком не закрепленным в обсадной колонне;
3. Хвостовик бокового ствола подвешен в эксплуатационной колонне;
4. Боковой стол обсажен и зацементирован, работает основной
ствол и нет гидравлической изоляции окна.
5. Боковой ствол обсажен и зацементирован и имеется гидравлическая
изоляция окна за счет внутрискважинного оборудования.
6. Обсажены и зацементированы и имеется гидравлическая
изоляция за счет обсадной колонны.
Наиболее распространенным вариантом заканчивания скважины является схема, при которой в скважину спускается хвостовик с пакерующим элементом и фильтрами в интервале эксплуатационного забоя. Пакерующий элемент устанавливается над кровлей продуктивного пласта, обеспечивая возможность крепления хвостовика и изоляции вышележащих горизонтов, а также сохранность ПЗП. В качестве фильтров могут использоваться перфорированные трубы с просверленными или щелевыми отверстиями.
Фильтры центруются с помощью жестких центраторов. Расстановка фильтров рассчитывается исходя из коллекторских свойств пласта и обеспечения необходимой пропускной способности гидродинамических
каналов.
Выше пакерующего элемента с целью обеспечения качества крепления колонны, устанавливают турбулизаторы. После спуска, подвески и крепления хвостовика производится разбуривание пробки муфты манжетного цементирования с применением малогабаритных объемных двигателей.После ожидания затвердевания цемента производится промывка забоя скважины и при необходимости замена жидкости в скважине.
Осуществляется необходимый комплекс ГИС.
9.1 РАСЧЕТ КОЛОННЫ-ХВОСТОВИКА
Определение удлинения колонны-хвостовика
Определяем удлинение колонны-хвостовика диаметром 114 мм в результате растяжения под действием собственного веса. Вес хвостовика определяем по формуле:
; (49)где
-масса 1 м хвостовика, 
19,6 кг;
-длина колонны-хвостовика, спущенного в ствол, 
761 м;S - толщина стенки хвостовика,
7,4 мм;
-масса муфты, 
5,6 кг.
590,81 КнОпределяем площадь сечения трубы:
0,0025 м2; (50)Удлинение хвостовика определяется по формуле:
0,856 м. (51)9.2 ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ.
СПУСК КОЛОННЫ-ХВОСТОВИКА.
При креплении хвостовика осуществляется следующая последовательность технологических операций:
- спускается хвостовик со всей необходимой технологической оснасткой;
- при обнаружении посадки проводится промывка колонны, в случае непрохождения хвостовика производят его подъем, а БС прорабатывают;
- при спуске хвостовика в БС запрещается его вращение;
- при подходе хвостовика к забою давление при промывке не должно превышать давление срабатывания пакера и разъединителя;
- перекрытие внутреннего канала хвостовика с помощью дроссельно-запорного клапана или цементировочной пробки;
- повышение внутреннего избыточного давления и последовательное приведение в действие узлов якоря, пакера и автоматического разъединителя хвостовика от транспортировочной колонны;
- отсоединение транспортировочной колонны от хвостовика;
- промывка и подъем транспортировочной колонны.
Пакерующий элемент устанавливается в начале горизонтального участка, обеспечивая возможность крепления «хвостовика» и изоляции вышележащих проницаемых горизонтов, включая водогазоносные пласты, а также сохранность эксплуатационного объекта от воздействия цементного раствора.
Фильтровая часть «хвостовика» может быть представлена фильтрами типа ФГС или комплексом регулируемого разобщения пластов (многопакерной системы) и другими элементами управляемой конструкции эксплуатационного горизонтального забоя, разработанные ВНИИБТ.