Восстановление скважины №60 Золотухинского месторождения методом бурения второго ствола

 

Винтового отклонителя ДГ2–106

      
 
 

      Интервал 2100–2815м бурится в следующем режиме (см.табл. 2.6)  

Таблица 2.6 Режим   бурения  нового ствола 

 
 

Интервал 1470–2200 бурится следующими КНБК (см.табл. 2.7) 
 
 
 
 
 
 
 
 

Таблица 2.7 КНБК для бурения второго ствола 

Параметры промывочной  жидкости.

 Y– 1,31г/см3; T– 35cек.; В– 9см3/30мин.; СНС – 20/40.

2.4 Спуск обсадной колонны  

     Для крепления новых стволов, забуренных из обсаженных скважин диаметром 194, 168, 146 мм, рекомендуется использовать хвостовики из обсадных труб диаметром  114, 102мм.

     Обсадные  трубы диаметром от 114 до 102 мм могут быть использованы для крепления участков скважины с интенсивностью искривления до 5─6° на 10 м проходки.

     Перед отправкой на буровую необходимо произвести ревизию труб 114─N–80─8,56 ST─L. Завоз труб осуществлять в порядке, обратном спуску колонны с учётом 5% запаса. При спуске иметь в наличии лево–правый разъединитель, который необходимо опрессовать на 250 атм. или комплект оборудования фирмы «Baker Oil Tools» для спуска и цементирования потайных колонн D 102–114мм.

 

2.4.1 Подготовка буровой и скважины к спуску  колоны 

    После выполнения заключительных геофизических  работ перед спуском секции колонны  спустить опрессовочный переводник с шаблонировкой бурильных труб до глубины 1387м., зафиксировать вес по ГИВ и на индикаторной диаграмме. Допускной бурильный инструмент опрессовать на 200 атм. Поднять опрессовочный переводник. При подъеме провести дефектоскопию инструмента. Составить ведомость–меру труб с указанием количества и длины свечей, толщины стенки и марки стали. На все выполненные работы составить акты.

      Рассмотреть состояние ствола  скважины по данным каверномера,  профилемера, инклинометра. Собрать  компоновку:

        –долото 139,7+КЛС–139,7+Д–127+БТ–89мм.   

                                     Места посадок проработать в режиме:

        – нагрузка    –   с/н до 3 тн.

        – расход жидкости  –  10–12 л/сек

    В случае необходимости обработать буровой  раствор согласно анализа лаборатории  буровых растворов.

    При достижении забоя промыть скважину не менее 2 циклов. Поднять КНБК в «башмак» на глубину 1350 м. В случае посадок КНБК оставить скважину на исследовании 16 час. Спустить КНБК для шаблонировки ствола скважины до забоя 2149 м. При достижении забоя промыть скважину в объеме 1 цикла.

    Время от конца подьёма КНБК после проработки ствола скважины до начала спуска колонны не должно превышать 2 часа.   

    Необходимо  уложить обсадные трубы на мостки в порядке их спуска в скважину.

    Проверить техническое состояние вышки, фундаментов  и блоков, бурового и противовыбросового оборудования, машинных ключей, КИП, освещения и др. агрегатов. Завезти на скважину спусковой инструмент, шаблоны, калибры, элементы конструкции низа колонны, переходные переводники, переводники для промывки, и др. материалы с паспортами и актами. 

Исходные  данные:

     1. Глубина скважины, L=2200 м.

      2. Расстояние от  устья скважины до верхнего конца «Хвостовика»–L=1370 м.

      3. Удельный вес бурового раствора в колонне–1,31  г/см^3.

      4. Плотность флюида в пластовых условиях– _ф= 0,816 г/см³.

      5. Рпл на глубине 1938м=253 кгс/см2

      6. Удельный вес цементного раствора=1,95 г/см³

      7. «Хвостовик» цементируется на всю длину 830 м.

      8. Коэффициент разгрузки К=0,25

      9. Глубина опорожнения L=1500м.

      10. Глубина сечения Z, м.

      11. Запасы прочности для обсадных труб по ГОСТ–632–80.

N₁=1,0 ( на наружное избыточное давление для всех интервалов, кроме соленосных отложений)

N₁=1,3 ( на наружное избыточное давление в интервалах отложения соли).

N₂=1,15(на внутреннее избыточное давление).

N₃=1,3 (на растяжение в наклонно–направленной скважине). 

Расчет избыточных  наружных давлений. 

    1 Так как 0<L<Z, то расчет производится по цементному раствору в следующих сечениях.

    Р_н.и – наружное избыточное давление ;

    Р_в.и. – внутреннее избыточное давление;

     _ц.р – удельный вес цементного раствора;

      – удельный вес бурового раствора;

    Z – глубина расчетного сечения;

    Рпл – пластовое давление;

    Ропр(у) – давление опрессовки устья;

    Ропр(к) – давление опрессовки колонны;

     _ф – удельный вес пластового флюида;

    Н – глубина скважины;

    К=0,25.

Z= _o=0 м,  Р_н.и.=0,1( _ц.р.∙ Z) –(Рпл–(0,1∙ _ф∙( Н–Z)) _∙( 1–К) ,    (2.22) 

Z=0м.          Р_н.и.=0 кгс/см².

Z=1370м. Р_н.и=0,1∙(1,95∙1370)–(170–(0,1∙0,816∙(2200–1370))∙0,75=147,9 кгс/см².

Z=1470. Р_н.и=0,1∙(1,95∙1470)–(183–(0,1∙0,816∙(2200–1470))∙0,75=148,3 кгс/см².

Z=2110. Р_н.и=0,1∙(1,95∙2110)–(263–(0,1∙0,816∙(2200–2110))∙0,75=154 кгс/см².

Z=2200. Р_н.и=0,1∙(1,95∙2200)–(279,6–(0,1∙0,816∙(2200–2200))∙0,75=154,5 кгс/см².  

Расчет  избыточных внутренних давлений.

Р_в.и.= с=(Рпл–0,1∙ ∙Н)∙1,1  ,                                                (2.23)

Рпл=253 кгс/см².

Н=2200 м.

Р_в.и.=Ропр(у)=(253–0,1∙0,816∙2200)∙1,1=80,83 кгс/см².

Т.к. Ропр(у)< Ропр(к) то расчет ведется по Ропр(к).

Ропр(к)=150 кгс/см².

Р_в.и= Ропр(к)+0,1∙(1,65– )∙Z ,                                               (2.24) 

Z=0                    Р_в.и= 150 кгс/см².

Z=1370 м.         Р_в.и=150+0,1(1,65–1,31)∙1370=196 кгс/см².

Z=1470 м.         Р_в.и=150+0,1(1,65–1,31)∙1470=200 кгс/см²

Z=2110 м.         Р_в.и=150+0,1(1,65–1,31)∙2110=222 кгс/см².

Z=2200 м.         Р_в.и=150+0,1(1,65–1,31)∙2200=225 кгс/см². 
 
 
 

Таблица 2.8 Распределение давлений по длине колонн