книги / Техника, технология и технические средства, применяемые при реконструкции скважин строительством боковых (дополнительных) стволов

При промывке скважины водой рекомендуемая ско­ рость [8] потока в кольцевом зазоре скважины не должна быть меньше 0,5 м/с. Для улучшения очистки скважины от стружки скорость потока может быть увеличена до 1,0- 1,2 м/с.

Оптимальная величина скорости потока для применяе­ мой при вырезании «окна» промывочной жидкости может быть определена на основании результатов строительства БС в конкретном регионе.

Величина средней по сечению скорости (Ус) потока промывочной жидкости при бурении в твердых горных по­ родах принимается равной 0,4-0,6 м/с, а при бурении в мяг­ ких пластичных глинах, в горных породах, склонных к обвалообразованию, - 1,0- 1,2 м/с.

Величина расхода промывочной жидкости (Q) опреде­ ляется по формуле

Q = n(D2 - d2)x>Kn/4,

где D - внутренний диаметр обсадной колонны, м; d - наружный диаметр бурильных труб, м; г>кп - скорость кольцевого потока, м/с.

Выбранный расход должен удовлетворять следующим требованиям:

-гидродинамическое давление на пласт должно быть меньше, чем давление гидроразрыва пласта;

-при наличии в интервале бурения БС горных пород, склонных к осыпям, обвалам, кавернообразованиям, следует обеспечить ламинарный режим течения в данном интервале.

Рассчитанная величина расхода промывочной жидкости уточняется при выборе типа гидравлического забойного дви­ гателя и турбогенератора телесистемы. Однако при этом должны выполнятся условия очистки скважины и предупре­ ждения поглощения промывочной жидкости пластом горной породы.

161

Определение режима течения промывочной жидко­ сти. Режим течения промывочной жидкости определяется средней скоростью потока, размером области течения, плот­ ностью и реологическими характеристиками самой промы­ вочной жидкости.

Область существования ламинарного течения промы­ вочной жидкости определяется соотношением

В случае если Re > Re^ (Не), режим течения турбу­ лентный.

Зависимость Re - Re^, (Не) приведена в [8].

Потери давления в циркуляционной системе скважин Уравнение баланса давлений имеет вид

Р —РU+ Рм + РЬк + Рк\\ + Рзл + Рл.

где Рп - расчетное давление бурового насоса. МПа; Ры - потери давления в манифольде, МПа; Рбк - потери давления в бурильной колонне, МПа;

Ркп - потери давления в кольцевом зазоре скважины, МПа;

Рш - перепад давления на забойном двигателе, МПа; Ря - перепад давления на долоте, МПа.

Величина рабочего давления бурового насоса должна находиться в пределах [8]:

Р« = (0,65 - 0,85)Ртах,

где Рты - паспортное значение максимально допустимого давления бурового насоса, МПа.

Величина потерь давления в элементах наземного обо­ рудования (стояк, буровой рукав, вертлюг, ведущая труба) определяется по формуле

162

Р» = ам • р • Q2,

где ам- коэффициент гидравлических потерь; р - плотность промывочной жидкости, кг/м3

Коэффициенты гидродинамических потерь для каждого элемента наземного оборудования в зависимости от величи­ ны проходного сечения приведены в [8].

Величина потерь (Рбк) давления промывочной жидкости в бурильной колонне (Рбк) является суммой потерь давления:

Р бк = Р г "I" Р зам "I" Р убт*

где Рт -потери давления в гладкой части бурильной ко­ лонны, МПа;

Рзам - потери давления в замковых соединениях, МПа; Рубт - потери давления в УБТ, МПа.

Если используются трубы с равнопроходным сечением, то Рзш = 0. Потери давления в гладкой части бурильной ко­ лонны

P r= \ X Tj-p-Q2,

7L U Q

где Хг - коэффициент гидродинамического сопротивления внутри гладкой части бурильной колонны, м;

L - длина гладкой части бурильной колонны, м; do - диаметр гладкой части бурильной колонны, м.

Величина коэффициента А* при ламинарном и турбу­ лентном течении промывочной жидкости приведена в [8].

Величина дополнительных потерь давления промывоч­ ной жидкости в замковых соединениях бурильной колонны определяется по формуле

где <^бт - внутренний диаметр бурильной трубы м;

163

п- число замковых соединений бурильной колонны;

£- коэффициент гидравлических сопротивлений замко­ вых соединений:

Л2 С = 2 *БТ —1

dmin. J,

где dtma - минимальный диаметр проходного сечения замко­ вого соединения бурильной колонны.

Потери давления промывочной жидкости в кольцевом

зазоре скважины являются суммой потерь давления (^кп)

и дополнительных местных потерь ) давления в области

замковых соединений бурильной колонны внутри обсадной эксплуатационной колонны, в открытой части С:

РКП = Р™ + РКП*м

в кольцевом зазоре. При ламинарном течении промывочной жидкости определяется по формуле

где 12 - безразмерный коэффициент (величина приведена в [8]);

Rejoi - величина критерия Рейнольдса в кольцевом зазоре. При турбулентном режиме течения промывочной жид­ кости коэффициент Х,кп определяется по графической зави­

симости, приведенной в [8].

164

В местах замковых соединений бурильной колонны ве­ личина потерь давления промывочной жидкости определяет­ ся по формуле

где ркп - плотность промывочной жидкости в кольцевом за­ зоре, кг/м3;

D - внутренний диаметр обсадной эксплуатационной колонны, м.

Величина коэффициента местного сопротивления рас­ считывается по формуле

зазоре открытой части БС. При этом для не кавернозного БС приведенных выше зависимостях принимается условие D = Da, где £)д - номинальное значение диаметра долота, м.

Рассчитанные потери давления промывочной жидкости в кольцевом зазоре скважины позволяют при принятом рас­ ходе Q определить величину гидродинамического давления на пласт по формуле

Р?п = РКП ’ g ‘ Н + Рпл,

где Я - глубина по вертикали от устья скважины до пла­ ста, м;

g - ускорение свободного падения, м/с.

Полученная величина давления (Рт ) должна быть мень­ ше величины гидроразрыва пласта.

165

Величина перепада давления на забойном двигателе оп­ ределяется по его паспортной характеристике в соответствии с выбранным расходом промывочной жидкости.

Потери давления в промывочных отверстиях (насадках) долота определяются по формуле

Pa = aa Q2 g l O \

где ад - коэффициент гидравлических сопротивлений в про­ мывочных отверстиях долота. Величина коэффициента при проектировочных расчетах, как правило, принимается равной 0,95 [8].

13.КРЕПЛЕНИЕ БОКОВЫХ

ИДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ СТВОЛОВ

Можно выделить три основных варианта установки и крепления хвостовика в БС в зависимости от геологических условий залегания продуктивно залежи, типа коллектора

исвойств пород (рис. 39):

-крепление хвостовика без цементирования (рис. 39, а);

-крепление хвостовика с манжетным цементированием (рис. 39, б);

-крепление хвостовика с прямым цементированием по всей длине (рис. 39, в).

Рис. 39. Основные варианты установки и крепления хвостовиков: а —крепление хвостовика без цементирования; б - крепление хво­ стовика с манжетным цементированием; в —крепление хвостовика с прямым цементированием по всей длине

166

Примечание. * - уменьшенный диаметр муфты; ** - рекомен­ дуемый диаметр долота 123,8 мм.

Минимально допустимая разность диаметров муфт об­ садных труб и скважины с учетом кавернозности ствола должна быть не менее 15 мм.

13.1. Крепление хвостовика без цементирования

При креплении хвостовика без цементирования осуще­ ствляется следующая последовательность технологических операций:

- спускается хвостовик со всей необходимой техноло­ гической оснасткой;

167

-при обнаружении посадки проводится промывка ко­ лонны, в случае непрохождения хвостовика производят его подъем, а БС прорабатывают;

-при спуске хвостовика в БС запрещается его вра­

щение;

-при подходе хвостовика к забою давление при про­ мывке не должно превышать давления срабатывания пакера

иразъединителя;

-перекрытие внутреннего канала хвостовика с помо­ щью дроссельно-запорного клапана или цементировочной пробки;

-повышение внутреннего избыточного давления и по­ следовательное приведение в действие узлов якоря, пакера

иавтоматического разъединителя хвостовика от транспорти­ ровочной колонны;

-отсоединение транспортировочной колонны от хво­ стовика;

-промывка и подъем транспортировочной колонны.

13.2.Крепление хвостовика

сманжетным цементированием

При креплении хвостовика с манжетным цементирова­ нием осуществляется следующая последовательность техно­ логических операций:

-спуск хвостовика со всей необходимой технологиче­ ской оснасткой на бурильных трубах с внутренним диамет­ ром, обеспечивающим свободное прохождение верхней це­ ментировочной пробки;

-проведение манжетного цементирования хвостовика

спуском верхней цементировочной пробки после закачки цементного раствора для разделения цементного раствора от продавочной жидкости;

-стыковка верхней цементировочной пробки с полой цементировочной пробкой, установленной в узле разъедине­

168

ния хвостовика, и продавливание цементного раствора в затрубное пространство хвостовика до получения сигнала «стоп»;

-повышение внутреннего избыточного давления, за­ крытие цементировочной муфты и последовательное приве­ дение в действие узлов якоря, пакера и автоматического разъединителя хвостовика от транспортировочной колонны;

-проведение промывки БС и подъем транспортировоч­ ной колонны;

-разбуривание цементировочных пробок, посадочного седла «стоп»-кольца и обратного клапана перед освоени­ ем БС.

13.3.Крепление хвостовика

спрямым цементированием по всей длине

При креплении хвостовика с прямым цементированием по всей длине осуществляются следующие технологические операции:

-спуск хвостовика со всей необходимой технологиче­ ской оснасткой на бурильных трубах с внутренним диамет­ ром, обеспечивающим свободное прохождение верхней це­ ментировочной пробки;

-проведение цементирования хвостовика с пуском верхней цементировочной пробки после закачки цементного раствора для разделения цементного раствора от продавочной жидкости;

-стыковка верхней цементировочной пробки с полой це­ ментировочной пробкой, установленной в узле разъединения хвостовика, и продавливание цементного раствора в затрубное пространство хвостовика до получения сигнала «стоп»;

-повышение внутреннего избыточного давления и по­ следовательное приведение в действие узлов якоря, пакера

иавтоматического разъединителя хвостовика от транспорти­ ровочной колонны;

169

- проведение промывки ствола для удаления излишков цементного раствора с головы хвостовика и подъем транс­ портировочной колонны [9].

13.4. Требования к обсадным трубам и порядок расчета обсадных труб

Резьбовые соединения обсадных труб должны обеспе­ чивать:

-проходимость колонн в БС сложного профиля, в том числе в интервалах интенсивного искривления;

-достаточную прочность на все виды нагрузок и необ­ ходимую герметичность соединений колонн труб;

-возможность прохождения внутри колонны труб ин­ струмента и приспособлений для проведения технологиче­ ских операций.

Тип резьбового соединения, а также герметизирующие средства должны соответствовать:

•виду флюида, находящегося в колонне (если в колонне два вида сред, то длина интервала с газовой средой увеличи­ вается на 100-150 м от расчетной границы сред);

•максимальному внутреннему избыточному давлению (трубы с треугольной резьбой и уплотнением соединений лентой ФУМ могут применяться в газовой среде при давле­ нии до 15 МПа и в жидкой при давлении до 25 МПа при ин­ тенсивности искривления не более 2° на 10 м);

•максимальной температуре, под воздействием которой колонна находится в процессе строительства и эксплуатации скважины (при температуре свыше 200 °С рекомендуются резьбовые соединения с уплотнением металл - металл).

Рекомендации по применению резьбовых соединений приведены в прил. 1.

Прочность резьбового соединения обсадных труб с тра­ пецеидальной резьбой при растяжении достигает 60 % от прочности тела трубы.

170