Литература(Разное)

Всё про нефть и газ \Главная \Начало \Литература \Подразделы \Разное\
\Справочник специалиста

13       ИСПЫТАНИЕ ОБСАДНЫХ КОЛОНН НА ГЕРМЕТИЧНОСТЬ

 

      Порядок и условия проведения испытаний на герметичность обсадных труб и колонн в скважине предусматриваются «Инструкцией по испытанию обсадных колонн на герметичность», Москва, 1999г.

Основные цели испытания обсадных труб и колонн на герметичность:

-          проверка прочности спущенных обсадных колонн;

-          проверка качества и надёжности обсадных колонн;

-          повышение противоаварийной устойчивости производственных объектов.

Испытанию на герметичность подлежат:

-          все кондуктора и технические колонны, несущие противовыбросовое оборудование подвергаются испытанию на герметичность и проверке качества цементирования под башмаком. Необходимость и режим испытания кондукторов и технических колонн, на которых не предусмотрена установка противовыбросового оборудования, устанавливается буровыми предприятиями по согласованию с заказчиком.

-          эксплуатационные колонны после первичного и ремонтного цементирования, других ремонтных работ в колонне, установки цементных мостов для изоляции опробованных (выработанных) горизонтов.

      Перед испытанием на герметичность обсадных колонн и качества их цементирования должна быть произведена проверка расположения цемента в затрубном пространстве и характера сцепления цементного камня с обсадной колонной.

     Испытания обсадных колонн должны обеспечить проверку:

-          герметичности цементного кольца у башмака кондуктора или технической колонны;

-          герметичности обсадных колонн во всём диапазоне интервалов, где возможно возникновение избыточных внутренних давлений в процессе освоения, эксплуатации или аварийных ситуаций;

-          герметичности эксплуатационной колонны при воздействии внешнего  давления для скважин, где исключена возможность избыточного давления на устье.

      При испытании обсадных колонн должны выполняться следующие требования:

-          в процессе испытания колонн на герметичность способом опрессовки создаваемое внутреннее давление на трубы должно превышать не менее чем на 10% возможное давление, возникающее при ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, а также при опробовании и эксплуатации скважины;

-          межколонное пространство на устье скважины опрессовывается водой или незамерзающей жидкостью на давление, не превышающее остаточную прочность предыдущей обсадной колонны;

-          обсадные трубы эксплуатационных колонн, а также кондукторов и технические колонн, несущих противовыбросовое оборудование, подвергаются предварительному гидроиспытанию с выдержкой не мене 30 с при внутреннем давлении, превышающем не менее чем на 5% внутренне избыточное давление, действующее на трубы колоны при испытании их в скважине;

-          испытание кондукторов и промежуточных колонн на герметичность проводится опрессовкой с заполнением их водой от устья до глубины 20-25 м, а в остальной части – буровым раствором, которым проводилась продавка тампонирующей смеси;

-          после разбуривания цементного стакана и выхода из башмака кондуктора на 1,0-3,0 м или перед вскрытием продуктивного пласта кондуктор или промежуточная колона вместе с установленным на них противовыбросовым оборудованием для проверки качества цементного кольца во избежание прорыва за башмак колонны жидкости или газа при выбросах подвергаются повторной опрессовке при спущенной бурильной колонне с закачкой на забой порции воды с подъёмом её в башмак на 10-20 м;

-          эксплуатационные колонны испытываются на герметичность опрессовкой с предварительной заменой бурового раствора на техническую воду (в том числе минерализованную);

-          в скважинах, на устье которых избыточного давления может не быть,  эксплуатационная колонна  дополнительно должна  испытываться на герметичность снижением уровня воды до динамического уровня при механизированной добыче нефти;

-          испытание колонны опрессовкой производится с использованием технических средств, обеспечивающих плавный подъём давления.

      Обсадные колонны считаются герметичными, если в течение 30 минут давление опрессовки снизилось не более чем, на  0,5 МПа (5,0 кгс/см²).

      Во всех случаях давления испытания обсадных колонн и труб не должно быть меньше величин, указанных в таблице 13.1.

 

 

 

Минимально необходимое давление при испытании колонн

Таблица 13.1.

Минимально необходимое давление, (не менее),  МПа	Наружный диаметр колонны, мм
	377–508	273–351	219–245	178–194	168	140–146	114–127
Внутреннее давление на устье при испытании верхней секции колонны,  РОПу	6,5	7,5	9,0	9,5	11,5	12,5	15,0
Давление опрессовки (гидроиспытания) труб на поверхности,     Ропт	7,0	8,0	9,5	11,0	12,0	13,5	16,0

 

     Испытание эксплуатационной колонны снижением в ней уровня производится после испытания внутренним давлением.

При испытании колонн способом снижения уровня последний должен быть снижен до величин не менее, указанных в таблице 13.2.

Величины снижения уровня

Таблица 13.2.

Глубина положения искусственного забоя,  м	до 500	500–1000	1000–1500	1500–2000	более 2000
Снижение уровня не менее,  м	400	500	650	800	1000

 

       При испытании колонн способом снижения уровня последний должен быть снижен до:

-          величин не менее указанных в таблице 13.2;

-          уровня на 40-50 м ниже того, при котором предполагается вызов притока из объекта, подлежащего опробованию или эксплуатации;

-          во всех случаях снижение уровня не должно превышать  значения, при котором гидростатическое давление жидкости в колонне вызывает избыточное наружное давление на нее выше величин, предельно допустимых на смятие;

-          снижение уровня жидкости производится любым технологическим способом, отвечающим «Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности» ПБ 08-624-03.

      При испытании способом снижения уровня колонна считается герметичной в том случае, если повышение уровня, сниженного до требуемой величины, за 8 ч наблюдения не превысит значений, указанных в таблице 13.3.

 

Допустимые величины подъема уровня

Таблица 13.3.

Снижение уровня наглубину, м	Соответствующий ему подъем уровня за 8 ч не более (м) при наружном диаметре колонны,   мм
	114–219	более 219
до 400	0,8	0,5
400–600	1,1	0,8
600–800	1,4	1,1
800–1000	1,7	1,3
более 1000	2,0	1,5

 

      Замеры уровня должны производиться – первый через 3 ч после снижения, второй и третий – через 2 ч после предыдущего и последний через 8 ч.

      В случае если уровень в течение 8 ч поднимается на величину, большую, чем указано в табл. 4.3, производится повторный замер в течение 8 ч. Если при повторном замере уровень поднимается также больше нормы, колонна признается негерметичной,  и производятся работы по поиску и устранению дефектов.

БУРЕНИЕ СКВАЖИН.

 

 РАЗДЕЛ 1. НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОЕ БУРЕНИЕ.

 

1.1..Типовые профили наклонно-направленных скважин.

 

14       Профиль скважины – это проекция оси скважины на вертикальную плоскость, проходящую через её устье и забой.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Е

13.2Д

Рис. 1. Типы профилей.

 

Стандартные профили:

• вертикальный (рис. 1А);
• трёхинтервальный (рис. 1Б) с участками -  вертикальным (1), набора и корректировки параметров кривизны (2), стабилизации, либо малоинтенсивного уменьшения зенитного угла (3);
• четырёхинтервальный (рис. 1В) с участками -  вертикальным (1), набора и корректировки параметров кривизны (2), стабилизации зенитного угла в интервале работы глубинонасосного оборудования (3) и уменьшения зенитного угла (4);

Специальные типы профилей:

• для пологих сважин (рис. 1Г) с участками -  вертикальным (1), первого набора зенитного угла (2), участка стабилизации в интервале работы глубинонасосного оборудования (3), второго участка набора зенитного угла (4), стабилизации или малоинтенсивного уменьшения зенитного угла до входа в пласт(5);
• для горизонтальных скважин (рис. 1Д) с участками -  вертикальным (1), первого набора зенитного угла (2), участка стабилизации в интервале работы глубинонасосного оборудования (3), второго участка набора зенитного угла (4) и горизонтального (5);
• для горизонтальных скважин (рис. 1Е) с участками -  вертикальным (1), набора зенитного угла (2) и горизонтального (3).

Профили водозаборных скважин аналогичны рекомендуемым выше, но отличаются глубиной наклонного ствола, расположенного, как правило, ниже глубины спуска кондуктора.

 

1.2. Очерёдность бурения кустовых наклонно-направленных скважин.

 

Скважины на кустовой площадке должны быть размещены группами (позициями). Количество скважин в группе устанавливается проектом, но не должно превышать восьми скважин. Расстояние между группами должно быть не менее 15 м. [1].

Очерёдность бурения скважин с кустовой площадки определяется в зависимости от величины угла, измеряемого от направления движения станка до проектного направления на забой скважины по ходу часовой стрелки [2]. При этом  в первую очередь, бурятся скважины,  для которых указанный угол расположен в секторе 120 – 240⁰ (сначала скважины с большим зенитным углом). Затем бурятся скважины, горизонтальные проекции которых с направлением движения станка образуют угол, равный 60 – 120⁰ и 240 - 300⁰, а так же вертикальные скважины (в данном секторе допускается забуривание наклонного ствола выше, чем в предыдущей скважине). В последнюю очередь ведётся бурение скважин, для которых вышеуказанный угол ограничен секторами 0 – 60⁰ и 300 – 360⁰  , при этом сначала бурятся скважины с меньшим зенитным углом.

Расстояние между устьями скважин определяется в соответствии со схемами расположения бурового и нефтепромыслового оборудования на кустовой площадке, согласованными с территориальным органом Госгортехнадзора России и Управлением пожарной охраны.

Проводка наклонных скважин осуществляется по программам, составленным с учётом горизонтальных проекций и профилей ранее пробуренных скважин. Запрещается начинать бурение очередной скважины, если по предыдущей скважине отсутствуют данные о кривизне ствола.

 Расстояние по вертикали между точками забуривания наклонного ствола должно быть:

·         Не менее 30 м, если разность в азимутах забуривания менее 10⁰;

·         Не менее 20 м, если разность составляет 10 – 20⁰ ;

·         Не менее 10 м, если азимуты отличаются более чем на 20⁰.

В интервале залегания многолетнемёрзлых пород, ствол скважины должен быть вертикальным.

В группе (позиции) скважин бурение более одной вертикальной скважины не допускается.

 

 

1.3. Графический метод определения угла установки 

отклонителя.

 

Исходными данными для определения угла установки являются начальный зенитный угол ствола скважины (a₁). азимут скважины (j₁), необходимый зенитный угол (a₃),  угол изменения азимута (Dj), интенсивность искривления на 10 м проходки для данного типа отклонителя (Da).

Для определения угла установки отклонителя (a_у) строят треугольник АОВ (см. рис. 2). Для этого из точки А по горизонтали откладываем a₁ (например в масштабе 1 см:1⁰). Получаем точку О. Далее в точке А с помощью транспортира строим угол, равный по величине углу изменения азимута Dj и откладываем отрезок АВ равный a₃ в том же масштабе. Соединяем точки О и В. Полученный угол a_у есть угол установки отклонителя относительно плоскости искривления скважины. При этом ОВ характеризует пространственный угол искривления за интервал (a₂). Величина угла a₂ (в принятом масштабе), разделённая на интенсивность искривления на 10 м проходки определит длину интервала бурения с отклонителем.

 

 

А

При необходимости увеличения азимута, треугольник строится выше горизонтальной линии ОА, при уменьшении азимута – наоборот.

 

    

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Пример:

Зенитный угол в начале интервала a₁ = 14⁰ , азимут скважины j₁ = 90⁰ , необходимый зенитный угол в конце интервала a₃ = 20⁰ . Необходимый азимут j₃ = 110⁰ , интенсивность искривления Da = 2⁰ на 10 м.

Определяем угол Dj = 110⁰ – 90⁰ = 20⁰ . Затем строим треугольник АОВ, замеряем угол установки отклонителя и угол a₂ (ОВ). Получаем a_у = 55⁰ , a₂ = 8,4⁰.

По замеренному значению a₂ определяем длину интервала бурения с отклонителем:

 

                        

 

 

Таким образом, для увеличения азимута необходимо установить отклонитель под углом 55⁰ вправо от плоскости искривления ствола скважины и бурить 42м. При этом необходимо учесть поправку на угол закручивания бурильной колонны от реактивного момента турбобура.

 

Для определения угла установки отклонителя в процессе бурения участка набора зенитного угла или исправления траектории, необходимо знать значения зенитного угла и азимута на забое скважины.

 

1.4.Схемы направления действия отклонителя.

	00

 

            

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

	1800

 

 

 

1.5. Расчёт профилей наклонно-напрвленных скважин.

14.1.1     

14.1.2    1.5.1.Расчёт четырёхинтервального профиля.

 

Расчёт данного профиля (рис.1.в) проводится по следующей методике. Определяется максимальный зенитный угол a при условии полной стабилизации по формуле:

 

 

 

 

Где:     R – радиус искривления участка увеличения зенитного угла, м;

            А – величина отклонения забоя от вертикали, м;

            H – глубина скважины по вертикали, м;

            h₁ – длина вертикального участка, м.

 

Определяется длина участка уменьшения зенитного угла:

 

l4=h4/cos a

(10)

 

Определяется ориентировочный конечный зенитный угол a_к при длине четвёртого участка, равной l₄ (аналогично при расчёте трёхинтервального профиля). Максимальный угол с учётом его снижения на четвёртом участке:

(11)

14.2             Все элементы профиля определяются по формулам, приведённым в таблице № 1.

 

14.3     Таблица 1.

14.4     Определение элементов четырёхинтервального профиля.

 

Участки профиля	14.4.1.1.1.1       Длина ствола, м	Горизонтальная проекция, м	Вертикальная проекция, м
14.4.2    1	2	3	4
14.4.3       Вертикальный	l1=h1	-	h1
	14.4.3.1.1.1
Увеличения зенитного угла	l2=0.01745´R´am	a2=R´(1-cos am)	h2=R´sin am
Прямолинейно-наклонный	l3=(h2+h3)/cos am	14.4.3.2                a3=h3´tg am	h3=H-(h1+h2+h4)
		14.4.3.3
Уменьшения зенитного угла		14.4.3.4	h4
Суммарная длина	L=l1+l2+l3+l4	14.4.3.5                A=а2+a3+a4	14.4.3.6                H=h1+h2+h3+h4