Выбор метода вызова притока из пласта

2.9.2 Выбор метода вызова 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.

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.

3. ТЕХНИКА ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ

3.1 Выбор буровой установки

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 буровая установка должна соответствовать ГОСТ 16293-82, при этом также должны выполняться следующие условия:

[Gкр] / Qбк > 0,6 ; (3.1)

[Gкр] / Qоб > 0,9; (3.2)

[Gкр] / Qпр > 1, (3.3)

где Gкр – допустимая нагрузка на крюке, т;

Qок – максимальный вес бурильной колонны, т;

Qоб –максимальный вес обсадной колонны, т;

Qпр –параметр веса колонны при ликвидации прихвата, т.

Максимальный вес бурильной колонны составляет QБК =663,7 кН=67,7т.

Максимальный вес обсадной колонны составляет QОБ =1132,3 кН=115,4т.

Параметр веса колонны при ликвидации прихвата определяется по формуле:

Qпр = k Ч Qмах тс, (3.4)

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

Qмах – наибольший вес одной из колонн, т.

Qпр = 1,3 Ч 1132,3=1472 кН=150 т.

По условию (3.1):

200/67,7=2,95 >0,6.

По условию (3.2):

200/115,4=1,73 >0,6.

По условию (3.3):

200/150=1,33 >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 5Ч6

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

Ротор Р-560

Клиновой захват ПКР-560

Тип бурового насоса У8-6МА

Мощность бурового насоса, кВт 950

Буровой вертлюг УВ-250 МА1

Компрессор АВШ6/10

Талевый блок УТБК-5Ч200

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

3.2 Обогрев буровой в зимних условиях

Продолжительность отопительного периода в районе СФ ЗАО «ССК» составляет 244 сутки, по этому для работы в зимних условиях необходимо предусматривать обогрев буровой.

Отопительная установка на буровой предназначена для обеспечения паром низкого давления отопительных и технологических нужд.

На буровой пар расходуется на подогрев глинистого раствора в приемных емкостях и желобной система, подогрев выкидных линий буровых насосов, подогрева масла и двигателей внутреннего сгорания пере их пуском в работу, для отопления культбудки и насосного помещения, для разогрева замков и бурильных труб при СПО.

В зимних условиях осуществляется индивидуальный обогрев буровых установок от двух паровых котлов ПКН-20.

Подача пара к объектам буровой осуществляется по паропроводу из труб диаметром 0,1 м. Во избежании разрыва паропровода, они изготавливаются с П – образными компенсаторами.

Для регулирования подачи пара на линии паропровода устанавливают чугунные задвижки.

Из котельной пар подводится к подсвечникам, пульту управления бурильщика и емкостям с буровым раствором.

Остальное буровое оборудование, при необходимости, разогревается сухим паром от передвижной паровой установки ППУ – 3.

Для членов буровой бригады на зимний период предусмотрены отапливаемые тепл

Похожие работы

Обеспечение экологической безопасности строительства скважин на море

Скачать

19672

3

0

... среде (табл. 1). Следовательно, при сбросе промывочной жидкости или шлама в морскую среду ее мутность будет сохраняться длительное время. Таким образом, при оценке экологической безопасности строительства скважин необходимо анализировать свойства бурового шлама, а не выбуренной породы. Отработанные буровые технологические жидкости. В процессе бурения, помимо промывочной, применяются и другие ...

Эксплуатационные скважины для освоения месторождений Западной Сибири

Скачать

245136

36

9

... . Необходимость в цементировании "хвостовиков" или секций обсадных колонн возникает, если в конструкции скважины предусмотрен спуск колонны в виде "хвостовиков" или секций [2]. Выбираем простейший, наиболее технологичный и распространенный на данном месторождении и в Западной Сибири способ прямого цементирования, который предполагает доставку тампонажной смеси в затрубное пространство через ...

Ликвидация осложнений при строительстве скважин с использованием профильных перекрывателей

Скачать

13859

0

0

... и доработка в ОФ ЗАО "ССК" новой технологии ликвидации поглощений промывочной жидкости за счет использования профильных перекрывателей позволяет добиться значительного снижения материальных затрат на ликвидацию осложнений и на строительство скважин за счет облегчения конструкции скважин. Методы борьбы с катастрофическими поглощениями промывочной жидкости при бурении скважин Поглощение бурового ...

Технология строительства метрополитена

Скачать

62425

9

3

...                     2.2. Введение.   Вертикальный ствол является вскрывающей горной выработкой для раскрытия фронта проходческих работ при строительстве станций метрополитена глубокого заложения. В процессе строительства подземного сооружения через вертикальный ствол ведут все строительные работы. Он служит для выдачи породы, подачи материалов, оборудования и элементов обделки, для ...