Заканчивание эксплуатационной скважины №8 Пинджинского месторождения глубиной 2650 (2720) метров

Заканчивание эксплуатационной скважины №8 Пинджинского месторождения глубиной 2650 (2720) метров

Министерство образования Российской Федерации

Томский политехнический университет

Кафедра бурения скважин

Курсовой проект

Заканчивание эксплуатационной скважины №8 Пинджинского месторождения глубиной 2650 (2720) метров

Выполнил: студент гр. 2830

Дергунов А.С.

Проверил: доцент

Самохвалов М.А.

Томск 2007

Содержание

Введение

1. Общая и геологическая часть

1.1         Горно-геологические условия (характеристика коллектора, ФЭС, устойчивость)

1.2  Ожидаемые осложнения и их характеристика

2. Проектирование конструкции скважины

2.1  Обоснование конструкции эксплуатационного забоя

2.2  Совмещенный график давлений

2.3     Определение числа колонн и глубин их спуска

.4       Выбор интервалов цементирования

.5       Определение диаметров обсадных колонн и скважины под каждую колонну

.6       Проектирование обвязки обсадных колонн

3. Технология первичного вскрытия продуктивного пласта

.   Расчет эксплуатационной обсадной колонны на прочность

.1 Условия работы колонны в скважине

4.2     Расчет действующих нагрузок

.3       Конструирование обсадной колонны по длине

.4       Расчет натяжения эксплуатационной колонны

.5       Технологическая оснастка колонны

5. Расчет и обоснование параметров цементирования

.1 Обоснование способа цементирования

5.2     Обоснование типа и расчет объемов буферной, продавочной жидкостей и цементного раствора

.3       Гидравлический расчет цементирования, выбор типа и расчет необходимого количества цементировочного оборудования

.4       Расчет режима закачки и продавки тампонажной смеси

6. Организация работ по креплению скважины

.1 Подготовительные работы к спуску колонны (подготовка ствола и колонны)

6.2     Технологический режим спуска колонн

.3       Организация работ по цементированию скважины

.4       План крепления скважины

.5       Заключительные работы и контроль качества цементирования

7. Испытание и освоение скважины

.1 Вторичное вскрытие пласта

7.2     Вызов притока флюида (фонтанная арматура, схема обвязки, технология)

8. Мероприятия по охране окружающей среды

Заключение

Список литературы

Введение

Роль нефтегазодобывающей отрасли сегодня, безусловно, трудно переоценить. Практически вся экономика страны находится в прямой зависимости от состояния рынка этого углеводородного сырья. Поэтому необходимость быстрейшего развития экономики нашей страны ставит перед работниками нефтегазодобывающей промышленности задачу - повысить эффективность и улучшить качество бурения и заканчивания скважин. Эта задача включает в себя как количественный рост, т.е. увеличение скоростных показателей бурения, так и повышение качества самих буровых и тампонажных работ. Один из важнейших факторов повышения качества - проведение работ строго по проекту.

Проблема повышения темпов буровых работ на основе ресурсосберегающих технологий очень актуальна, особенно в настоящее время. Поэтому в разрабатываемом проекте выбраны технические решения, которые позволяют строить скважины с высоким технико-экономическим показателем и качественно. Материалы и инструменты, указанные в проекте, выпускаются на заводах России, что позволит избежать простоев при строительстве скважины. Целесообразность выбранных решений подтверждается техническими расчетами или положительным опытом работы в аналогичных условиях.

1. Общая и геологическая часть

.1 Горно-геологические условия

Геологический разрез данного месторождения сложен интервалами горных пород 18 свит, от четвертичной системы до тюменской свиты, где и находится требуемая нефтяная залежь. Мощности свит колеблются от 3 м (георгиевская свита) до 857 м (покурская свита). Данные о стратиграфической характеристике разреза сведены в табл.1:

Таблица 1

Стратиграфическая характеристика разреза

Геологический разрез сложен в основном глинами, алевролитами и аргиллитами. При этом можно выделить 3 категории пород по промысловой классификации: в интервале свит от четвертичной до кузнецовской свит породы по промысловой классификации мягкие (с твердостью 0-15 кгс/мм², абразивностью 0,4-10), от покурской до тарской свит - средние (с твердостью 10 - 25 кгс/мм², абразивностью 0,4-10), а в интервале от куломзинской до тюменской - твердые. Мягкие породы сложены в основном глинами, средние - глинами и алевролитами, твердые - аргиллитами, алевролитами и песчаниками (с твердостью 10-100 кгс/мм², абразивностью 4-10). Все данные сведены в таблице 2 и таблице 3:

Таблица 2

Литологический состав горных пород

Таблица 3

Физико-химические свойства горных пород

В интервале свит от четвертичной до кузнецовской породы по промысловой классификации мягкие, от покурской до тарской свит - средние, а в интервале от куломзинской до тюменской - твердые.

Для проектирования строительства скважины (н-р, выбора конструкции скважины) необходимо знать пластовые давления и давления гидроразрыва горных пород. Их значения приведены в таблице 4:

Таблица 4

Пластовые давления и давления гидроразрыва горных пород

Промышленная нефтеносность на данном месторождении установлена в верхнеюрских отложениях. Основные разведанные и потенциальные запасы нефти Пинджинского месторождения размещены в разрезе верхнеюрских отложений тюменской свиты. Эксплуатационным объектом является горизонт Ю₁². Коллектором нефтяного горизонта на месторождении являются песчаники серые, светло-серые, мелкозернистые, кварц-полевошпатовые, иногда глинистые.

Все данные о нефтеносности проектируемой скважины представлены в табл. 5:

Таблица 5

Нефтеносность месторождения

.2 Ожидаемые осложнения

Присутствует несколько зон возможных осложнений:

· от 0 до 670 м (кузнецовская свита) - возможны обвалы и осыпи неустойчивых пород, водопроявления, поглощения бурового раствора с интенсивностью до 1м³/час.

· От 670 м до 1600м (алымская свита) - возможны водопроявления и поглощения бурового раствора с интенсивностью до 1м3/час.

·        В интервале тарской свиты (2217-2294 м) - возможно сужение ствола скважины.

Начиная с 2490 м - возможны нефтепроявления.

2. Проектирование конструкции скважины

.1. Обоснование конструкции эксплуатационного забоя

Выбор конструкции эксплуатационного забоя определяется свойствами вскрываемого коллектора. Породы коллектора устойчивы, если выполняется условие [1]:

σ_сж ≥ σ_сжрас=2[k(Ргор- Рпл) + (Рпл - Рз)], (1)

где σ_сж- прочность породы на одноосное сжатие, МПа;

σ_сжрасч - радиальная сжимающая нагрузка на породы продуктивного пласта, МПа;

Н- глубина залегания продуктивного пласта, м;

К- коэффициент бокового распора,

К= μ/(1- μ) (2)

μ - коэффициент Пуассона; для песчаника μ= 0,35;

Р_пл- пластовое давление, МПа;

Р_з- минимальное давление столба нефти на забое скважины в конце эксплуатации, МПа;

g- ускорение свободного падения, м/с²;

Р_горн = (Σ ρ_i h_i )*g; (3)

ρ_i - плотность пород i-го пласта, кг/м³ (из табл. 3);_i - толщина i-го пласта, м.

g - ускорение свободного падения (9,8 м/с²);

Расчетное σ_сж сравнить с табличными значениями σ_сжтабл для песчаника: 30 МПа.

Пласт - 2595-2600 м:

Ргор = (2000*25 + 2250*155 + 2150*50 + 2300*90 + 2250*55 + 2350*70

+ 2300*75 + 2200*135 + 2350*20 + 2250*930 + 2200*612 + 2300*77 +

*189 + 2400*34 + 2400*3 + 2100*75)*9,81 = 56,15 Мпа.

Рпл = 27,01 Мпа (из табл. 4);

Рз = ρн*g*H/3; (4)

Рз = 913*9,81*2650/3 = 7,91 Мпа.

σ_сжрасч = 2[0,3/(1 - 0,3)*(56,15 - 27,01) + (27,01 - 7,91)] = 63,18 МПа.

Т.к. σ_сж < 63,18 МПа, то коллектор непрочный, неустойчивый.

Коллектор литологически неоднородный (в его составе песчаник, аргиллит, алевролит, уголь), неоднородный и по проницаемости. Следовательно, коллектор - неоднородный. Выбирается конструкция забоя - закрытый забой с цементированием колонны в интервале продуктивного пласта.

Соответственно, продуктивный пласт, находящийся в интервале 2595 - 2600 м (по вертикали), перебуривается на 50 м до 2650 м по вертикали (2720 м по стволу), и спускается эксплуатационная колонна.

Конструкция забоя изображена на рис. 1 Графического Приложения 1.

.2 Совмещённый график давлений

Совмещенный график давлений иллюстрирует изменение по глубине скважины давлений гидроразрыва пород, пластовых давлений и давлений столба бурового раствора. График строится на основании горно-геологических условий (из табл. 4).

Находятся градиенты давлений в 3-х точках, которые четко обозначились при построении графиков в MS Excel: глубины 655 м, 2217 м и 2650 м (забой).

Градиенты пластовых давлений:

grad1 = 6,65/655 = 0,01 МПа/м;

grad2 = (23,01 - 6,65)/(2217 - 655) = 16,36/1562 = 0,0104 МПа/м;

grad3 = (27,01 - 23,01)/(2650 - 2217) = 0,009 МПа/м.

Градиенты давлений гидроразрыва:

grad1 = (11,9 - 6,22)/(655 - 320) = 0,017 МПа/м;

grad2 = (43,11 - 11,9)/(2294 - 655) = 0,019 МПа/м;

grad3 = (47,47 - 43,11)/(2650 - 2294) = 0,013 МПа/м.

Строится совмещенный график давлений (рис. 1):

Рис. 1. Совмещенный график давлений

Как видно из графика, несовместимых по условиям бурения зон нет, поэтому конструкция скважины будет состоять из кондуктора и эксплуатационной колонны.

.3 Определение числа колонн и глубина их спуска

В конструкцию скважины могут быть включены следующие типы обсадных колонн: направление, кондуктор, техническая и эксплуатационная колонны.

В связи с тем, что приповерхностные породы достаточно устойчивые, вместо направления будет использоваться циркуляционный шурф. В нашем случае конструкция скважины будет включать кондуктор и эксплуатационную колонну.

Глубина спуска кондуктора должна обеспечить выполнение нескольких условий:

1. перекрытие всей толщи рыхлого неустойчивого интервала разреза;

. разобщение водоносных горизонтов, залегающих в интервале спуска кондуктора;

. недопущение гидроразрыва пород под его башмаком при герметизации устья противовыбросовым оборудованием во время ГНВП;

. при наличии несовместимых интервалов возможность их разделения.

Глубину спуска кондуктора  исходя из недопущения гидроразрыва пород под его башмаком определяем по формуле:

 (5)

где -максимальное пластовое давление, МПа;

- глубина скважины, м;

- плотность пластового флюида, г/см³ (из табл. 5);

- градиент давления гидроразрыва пород в интервале установки последующей колонны, МПа/м.

Нк = (27,01 - 0,01*2650*0,913)/(0,017 - 0,01*0,913) = 357,81 м.

Глубина спуска кондуктора принимается равной 420 м.

2.4 Выбор интервалов цементирования

В соответствии с требованиями правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности предусматриваются следующие интервалы цементирования [2]:

1. направление, кондуктор, потайные колонны цементируются на всю длину;

2. Промежуточные и эксплуатационные колонны цементируются с учетом перекрытия башмака предыдущей колонны на высоту не менее 150-300 м для нефтяных скважин (300 метров для поисковых и трёх первых на площади разведочных скважин) и не менее 500 м для газовых скважин.

Таким образом,

Интервал цементирования кондуктора: 0-420 м.

Интервал цементирования эксплуатационной колонны: 270-2720 м.

.5 Выбор диаметров колонн и скважины под колонны

Расчет диаметров обсадных колонн и скважины осуществляется снизу вверх. При этом исходным является диаметр эксплуатационной колонны, который принимается в зависимости от ожидаемого притока и условий опробования, эксплуатации и ремонта скважин. При заканчивании скважины открытым стволом за диаметр эксплуатационной колонны принимается диаметр открытого ствола. Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн в зависимости от дебита приведены в таблице 6.

Таблица 6

Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн

Т.к. дебит данной скважины составляет 200 т/сут, то выбирается [1]

d_экс =168,3 мм (из табл. 6).

Диаметр скважины под эксплуатационную колонну рассчитывается с учетом габаритного размера колонны (по муфтам) и рекомендуемого зазора между муфтой и стенками скважины, которые приведены в таблице 7.

Таблица 7

Минимальная допустимая разность диаметров ствола скважины и муфты обсадной колонны [1]

D_скв^экс = d^м_экс + 2∆; (6)

где d^м_экс - наружный диаметр муфты обсадной трубы под эксплуатационную колонну, мм;

D_скв^экс = 187 + 25 = 212 мм.

По ГОСТ 20692 - 75 принимаем ближайший диаметр долота, в сторону увеличения.

Принимается D_д, равный 214,3 мм (долото производства НПО «Буринтех»).

В дальнейшем диаметры выбирают из условий проходимости долот внутри предыдущей колонны и проходимости последующей колонны с рекомендуемыми зазорами.

Во всех случаях, когда это возможно, необходимо стремиться к упрощению конструкции скважины и уменьшению её металлоёмкости, например, за счет уменьшения числа колонн, уменьшения диаметров колонн, уменьшения рекомендуемых зазоров или применения труб с безмуфтовым соединением.

Внешний диаметр кондуктора D_k определяется по формуле:

D_k=D_д+2 δ +(10-14), мм (8)

где D_д - диаметр долота под эксплуатационную колонну, мм;

δ = 7,9 мм - толщина стенки труб;

-14 - диаметральный зазор для свободного прохода долота внутри кондуктора.

D_k = 214,3 + 2*7,9 + (10-14 )= (240,1 - 244,1) мм.

Нормализованный наружный диаметр кондуктора принимаем 244,5 мм с максимальной толщиной стенки = 7,9 мм. Наружный диаметр муфт кондуктора по ГОСТ 632-80 [1], d_м^к=269,9 мм.

Расчетный диаметр долота для бурения под кондуктор:

D_д = d_м+ 2δ= D_д^к=269,9+25=294,9 мм. (9)

Принимаем ближайший диаметр долота по ГОСТ 20692-75 295,3мм.

2.6 Проектирование обвязки обсадных колонн

Цель раздела - определить необходимость использования противовыбросового оборудования (ПВО) и колонных головок (КГ) для нормальной проводки скважины при вскрытии продуктивного пласта. Критериями выбора ПВО являются:

. максимальное давление, возникающее на устье скважины при полном замещении промывочной жидкости пластовым флюидом при закрытом превенторе;

. диаметры проходных отверстий превенторов, позволяющих нормально вести углубление скважины или проводить в ней любые работы.

Величина максимального устьевого давления Р_му для нефтяной скважины рассчитывается по формуле:

Р_му = Р_пл - ρ • g • H, МПа (9)

Где: Р_пл - пластовое давление в кровле продуктивного пласта, МПа;

ρ - плотность флюида, кг/м³ (из табл. 5 ρ = 913 кг/м³);- ускорение свободного падения, м/с²;

H - глубина залегания кровли продуктивного пласта, м.

Р_му = 27,01 - 913*9,81*2595*0,000001 = 3,26 МПа

Из [2, с. 8] выбирается колонная головка ОКК1-14-168*245 с давлением в нижней секции 14 МПа.

Из табл. 4 [1, с. 8] выбирается комплект противовыбросового оборудования ОП5-230/80*35. Схема обвязки по ГОСТ 13862-90 №5.

3. Технология первичного вскрытия продуктивного пласта

Одним из важных моментов в процессе строительства скважины является обоснование и соблюдение правильной технологии первичного вскрытия продуктивного пласта. Сюда входит правильный выбор промывочной жидкости, на которой вскрывается пласт, обоснование параметров промывочной жидкости, способ бурения. Все перечисленные факторы должны обеспечить наименьшее негативное воздействие на продуктивный горизонт.

При обосновании параметров промывочной жидкости для первичного вскрытия продуктивного пласта целесообразно руководствоваться следующими положениями:

1. Для уменьшения загрязнения пласта плотность промывочной жидкости необходимо выбирать так, чтобы превышение гидростатического давления над пластовым в скважине было минимально допустимым.

Принимается плотность бурового раствора, равная 1,12 г/см³. Далее необходимо проверить, превышает ли давление бурового раствора пластовое давление на 5%, согласно правила безопасности в НГП.

Р_бр=1,12×9,81×2650=29,12 МПа,

что превышает пластовое давление Р_пл=27,01 на 5%, согласно правилам безопасности в НГП.

2. Проницаемость приствольной зоны пласта очень сильно уменьшается при проникновении в неё большого количества твёрдой фазы бурового раствора. Поэтому желательно, чтобы твердая фаза состояла из материалов, которые могут раствориться в соляной или других кислотах, обычно применяемых для стимуляции притока из пласта. Допустимая концентрация твердой фазы не более 0,5%.

3.       Поскольку проникающая в пласт дисперсионная среда может способствовать значительному уменьшению проницаемости, показатель фильтрации промывочной жидкости должен быть минимальным, принимается 4 см³/30минут.

.        Промывочная жидкость должна иметь невысокие значения СНС, чтобы свести к минимуму гидродинамическое давление при восстановлении циркуляции и может обеспечить при освоении скважины извлечение промывочной жидкости, проникшей в приствольную зону. СНС_1/10 принимаем 1,5 Па. Условная вязкость принимается равной 25 сек.

Фильтрацию снижают путем химической обработки бурового раствора химреагентом сайпан. Вязкость повышают обработкой раствора химреагентом габроил. Содержание твердой фазы в растворе регулируется качественной очисткой бурового раствора, применением четырехступенчатой системы очистки.

Данные о параметрах режима бурения при вскрытии продуктивного пласта сведены в табл. 8:

Таблица 8

Сводные данные о параметрах режима бурения

4. Расчет эксплуатационной обсадной колонны на прочность

.1 Условия работы колонны в скважине

Проектирование конструкции обсадных колонн и их расчет приведены в соответствии с «Инструкцией по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин» ВНИИТнефть 1997 года [12].

Обсадная колонна является ответственной инертной конструкцией, несущей различные по характеру и величине нагрузки.

На колонну действуют:

-   Растягивающие нагрузки от собственного веса.

-        Сжимающие нагрузки от собственного веса, возникающие при разгрузке колонны, установленной на забой.

         Осевые нагрузки (динамические), возникающие в период неустановившегося движения колонны.

         Осевые нагрузки, обусловленные трением о стенки скважины.

         Осевые нагрузки от избыточного давления и температуры при цементировании и эксплуатации.

         Наружное и внутренне избыточное давление.

         Изгибающие нагрузки при искривлении колонны в результате потери устойчивости и при работе в наклонных скважинах.

В зависимости от назначения будут также действовать и силы трения.

В связи с тем, что в настоящее время отсутствуют достоверные данные для определения фактических нагрузок в глубоких скважинах, в качестве расчетной осевой нагрузки по инструкции считают вес колонны в воздухе.

Растягивающую нагрузку рекомендуется определять без учета потерь веса в жидкости.

Внутреннее давление в колонне действует при спуске колонн, в процессе цементирования скважины и в процессе эксплуатации.

При спуске колонны в скважину давление в ней равно весу гидростатического столба жидкости, находящейся в ней.

В процессе цементирования внутренне гидростатическое давление повышается на величину, необходимую для преодоления разности весов столба жидкости и сопротивления движению. В период эксплуатации внутренне давление определяется уровнем жидкости в колонне или величиной пластового давления.

Принимаем основные нагрузки используемые при расчете: силы растяжения от веса обсадной колонны, наружное и внутреннее избыточное давление.

.2 Расчет действующих нагрузок

Расчет производится для случая, когда тампонажный раствор закачивается одной порцией с одинаковой плотностью ρ_ТР = 1900 кг/м³. Следовательно, если эксплуатационная колонна выдержит нагрузки при закачке тампонажного раствора с данной плотностью, то выдержит и при закачке двух порций тампонажного раствора с использованием облегченного тампонажного раствора.

. Наружные избыточные давления

Избыточные наружные давления определяются как разность между наружными и внутренними и достигают максимального значения, когда внутренние давления оказываются минимальными. В соответствии с действующей "Инструкцией по расчету обсадных колонн..." наружные избыточные давления рассчитываются для характерных точек по глубине скважины (устье, уровень цементного раствора за колонной, уровень жидкости в колонне, забой скважины). По расчетным точкам строится эпюра наружных избыточных давлений.

В разные периоды времени наружное избыточное давление достигает наибольших значений. Р_НИ = Р_Н - Р_В; Р_НИ Þ max. Имеются три таких случая.

1 случай:

При цементировании в конце продавки ТС и снятом на устье давлении.

Рис. 2. Цементирование колонны без выхода раствора на устье

1. Р_НИ = Р_Н - Р_В = 0;

2.       Р_НИ = ρ_БР g h - ρ_ПЖ g h; (10)

где ρ_БР -плотность бурового раствора, кг/м³;

h - уровень тампонажной смеси за колонной, м;

где ρ_ПЖ -плотность продавочной жидкости, кг/м³.

Р_НИ = 1120*9,81*270 - 1000*9,81*270 = 0,32 МПа.

3. Р_НИ = g (ρ_БР ·h + ρ_ТР (H - h) - ρ_ПЖ ·H), (11)

где ρ_ТР - плотность тампонажной смеси, кг/м³.

Р_НИ = 9,81*(1120*270 + 1900*2380 - 1000*2650) = 21,33 МПа.

2 случай, характерный для испытания на герметичность снижением уровня жидкости в колонне.

Уровень снижается на 1000 м, т.е. Высота столба промывочной жидкости будет 1650 м, а в конце эксплуатации уровень пластовой нефти меньше и плотность нефти меньше, т.е. больше перепад давлений, следовательно, случай в конце эксплуатации более опасный, и дальнейший расчет ведется для него.

случай - в конце эксплуатации скважины.

Рис. 3. Схема в конце эксплуатации скважины

1. Р_НИ = Р_Н - Р_В = 0;

2.       Р_НИ = ρ_БР g h₁;

Р_НИ = 1120*9,81*270 = 2,97 Мпа.

5. Р_НИ = ρ_БР g h₁ + ρ_пл.в. g h_пл.в. ;

где h_пл.в.=150м - высота цементного камня в интервале, обсаженном кондуктором,

ρ_пл.в. = 1010 кг/м³ - плотность пластовых вод.

Р_НИ = 1120*9,81*270 + 1010*9,81*150 = 4,46 Мпа.

3. Р_НИ = ρ_БР g h₁ + ρ_пл.в. g h_пл.в. + ρ_ТР g (h₂ - h₃)*(1 - к);

где ρ_ТР = 1900 кг/м³ - плотность тампонажного раствора,

к = 0,25 - коэффициент разгрузки.

Р_НИ = 1120*9,81*270 + 1010*9,81*150 + 1900*9,81*(2280 - 2650/3)*0,75

= 2,97 + 1,49 + 18,83 = 23,29 Мпа.

4. Р_НИ = ρ_БР g h₁ + ρ_пл.в. g h_пл.в. + ρ_ТР g h₃ *(1 - к) - ρ_Н g h₃;

где ρ_Н = 913 кг/м³ - плотность нефти.

Р_НИ = 1120*9,81*270 + 1010*9,81*150 + 1900*9,81*2230*0,75 -

*9,81*883 = 27,72 Мпа.

По расчетным точкам строится эпюра наружных избыточных давлений (рис. 4):

Рис. 4. Обобщенный график наружных избыточных давлений

Расчёт внутренних избыточных давлений производится, как и для внешних избыточных давлений для периода времени, когда они достигают максимальных давлений. Р_ВИ = Р_В - Р_Н; Р_ВИ Þ max. Имеются два таких случая.

1 случай: Конец продавки тампонажной смеси при цементировании, когда давление на цементировочной головке достигает максимального значения (рис. 5).

Рис. 5. Схема для нахождения Р_ВИ по 1 случаю

Известно, что при цементировании максимальные давления в цементировочной головке Р_ЦГ возникают в конце процесса при посадке разделительной пробки на стоп-кольцо. Величина этого давления составит:

Р_ЦГ = ΔР_ГС + Р_ГД + Р_СТ (12)

где: ΔР_ГС - разность гидростатических давлений, возникающих из-за разности плотностей жидкости в затрубном пространстве и внутри колонны;

Р_ГД - гидродинамическое давление, необходимое для преодоления

гидравлических сопротивлений жидкости при движении её внутри

колонны и в затрубном пространстве;

Р_СТ - дополнительное давление, возникающее при получении сигнала “стоп”.

Гидродинамическое давление ориентировочно может быть найдено по эмпирической формуле:

Р_ГД = 0,002 L + 1,6 МПа.

1. Р_ВИ = Р_ЦГ = ρ_БР g h₁ + ρ_ТР g h₂ - ρ_ПЖ g H +0,002*L + 1,6 МПа + 2,5 МПа

2.       = 1120*9,81*270 + 1900*9,81*2380 - 1000*9,81*2720 + (0,002*2650 +

3.       4,1) МПа = 2,97 + 44,36 - 25,69 + 9,4 = 29,73 МПа.

4. Р_ВИ = Р_ЦГ + ρ_ПЖ g h₁ - ρ_БР g h₁ = 29,73 + 1000*9,81*270 -

5.       1120*9,81*270 = 30,41 Мпа.

6.       Р_ВИ = Р_ЦГ + ρ_ПЖ g H - ρ_БР g h₁ - ρ_ТР g h₂ = 29,73 + 1000*9,81*2650 - -

7.       2,97 - 44,36 = 8,4 МПа.

2 случай: Опрессовка колонны с целью проверки её герметичности(схема на рис. 6):

Рис. 6. Схема для нахождения Р_ВИ по 2 случаю

P_ОП - давление опрессовки обсадной колонны. В соответствии с «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности» величина давления опрессовки Р_ОП должна составлять [2]:

Р_ОП = 1,1 Р_У (13)

где: Р_У - максимальное ожидаемое давление на устье.

Для добывающих скважин максимальное давление на устье возникает в начальный момент эксплуатации при закрытом устье. Для нефтяных скважин это давление составит:

Р_У = Р_ПЛ - ρ_Н g H, (14)

где: Р_ПЛ - пластовое давление в МПа;

Н - глубина измерения пластового давления, м (Н = 2650 м);

ρ_Н - плотность нефти, кг/м³.

1. Р_ВИ = Р_ОП = 1,1(Р_ПЛ - ρ_Н g L);

Р_ВИ = 1,1(27,01 - 913*9,81*2650) = 4,1 МПа.

Из табл. 9 находится минимальное давление опрессовки для колонны диаметром 168 мм.

Р_ОПмин = 11,5 Мпа > 4,1 МПа => Р_ОП = 11,5 Мпа Р_ВИ = 11,5 Мпа

Таблица 9

Минимальные давления опрессовки для обсадных колонн

. Р_ВИ = Р_ОП + ρ_ПЖ g h₁ - ρ_БР g h₁ ;

Р_ВИ = 11,5 + 1000*9,81*270 - 1120*9,81*270 = 11,18 МПа.

. Р_ВИ = Р_ВИ2 + ρ_ПЖ g h_пл.в. - ρ_БР g h₁ - ρ_пл.в. g h_пл.в.;

Р_ВИ = 11,18 МПа + 1000*9,81*150 - 1120*9,81*270 - 1010*9,81*150 =

,18 + 1,47 - 1,48 - 2,97 = 8,2 МПа.

. Р_ВИ = Р_ОП + ρ_ПЖ g H_. - ρ_БР g h₁ - ρ_пл.в. g h_пл.в. - ρ_ТР g h₂ *0,75 = 11,5 МПа - 2,97 - 1,49 - 31,17 = 4,84 МПа.

Строится обобщенный график внутренних избыточных давлений (рис. 7):

Рис. 7. Обобщенный график внутренних избыточных давлений

.3 Конструирование обсадной колонны по длине

К параметрам обсадной колонны при заданном диаметре, который уже вами выбран при разработке конструкции скважины, относятся группа прочности материала труб, толщина стенок и длина секций с соответствующей группы прочности и толщиной стенки.

Т.к. по инструкции для нефтяных скважин запрещено применение труб исполнения «Б», то выбираем исполнение «А». Так как максимальные внутренние избыточные давления находятся в интервале 20-30 МПа (рис. 7), то выбирается тип ОТТМ.

. Расчёт начинается с определения параметров нижней (1-ой секции), секции, которая находиться в пределах эксплуатационного пласта.

1) Определяется требуемая прочность трубы на смятие для 1-ой секции Р¹_см, которая удовлетворяет условию:

Р¹_СМ ≥ n_СМ Р¹_НИ (15)

где: Р¹_НИ - величина наружного избыточного давления в начале 1-ой секции (на забое) (по рис. 4);

n_СМ - коэффициент запаса на смятие внешним избыточным давлением. Для секций, находящихся в пределах эксплуатационного объекта 1,2 (в зависимости от устойчивости коллекторов, пластового давления, количества эксплуатационных пластов), для остальных секций 1,0 [3].

Р¹_СМ = 1,2*27,72 = 33,26 МПа.

) По «Инструкции...» выбирается толщина стенки δ¹ = 10,6 мм группы прочности «Д» [3].

) Принимается глубина L¹ спуска 1-ой секции на уровне кровли эксплуатационного объекта плюс 50 метров:

Hкр = 2595 м Lкр = 2660 м

¹ = 2590 м.

) По эпюре (рис. 4) определяется наружное избыточное давление Р²_НИ на верхнем конце 1-ой секции (Р²_НИ = 26 МПа), и по [3] находят трубы с толщиной стенки δ², у которых Р²_СМ больше Р²_НИ. Из этих труб будет состоять 2-я секция.

δ² = 8,9 мм (группа прочности «Д»).

6) Определяется предварительная длина 1-ой секции l¹

l¹ = L - L¹ ; (16)

где L - глубина скважины по стволу.

l¹ = 2720 - 2590 = 130 м.

7) Рассчитывается предварительный вес 1-ой секции G¹

G¹ = 1¹ • q¹; (17)

где q¹ - вес 1 м труб 1-ой секции с толщиной стенки δ¹ (находится в таблице основных характеристик выбранных обсадных труб).

G¹ = 130*0,414 = 53,82 кН.

8) Корректируется прочность на смятие труб для 2-ой секции с учетом двухосного нагружения от наружного избыточного давления и растяжения от веса 1-ой секции по выражению

*Р²_СМ = Р²_СМ (1-0,3 G¹ / Q²_Т ), (18)

где: *Р²_СМ - прочность на смятие труб 2-ой секции при двухосном нагружении;

Р²_СМ - прочность на смятие труб 2-ой секции при радиальном нагружении ( табличное значение) [3];

G¹ - растягивающая нагрузка на 2-ю секцию, равная весу 1-ой секции;

Q²_Т - растягивающая нагрузка для 2-ой секции, при которой напряжение в теле трубы достигает предела текучести (находится по таблице в [3]).

*Р²_СМ = 26,9*(1 - 0,3*53,82/1686) = 26,64 МПа.

9) На графике наружных избыточных давлений (рис. 4) находится новая (откорректированная) глубина *H¹, на которой действует *Р²_СМ (глубина установки 1-ой секции).

*H¹ = 2540 м.

*L¹ = 2580 м.

) Определяется откорректированная длина 1-ой секции

*l¹ =L - *L¹ (19)

*l¹ = 2720 - 2580 = 140 м.

) Рассчитывается откорректированный вес 1-ой секции

*G¹ = *l¹ • q¹ (20)

*G¹ = 140*0,414 = 57,96 кН.

) Определяются фактические коэффициенты запаса прочности для 2-ой секции на глубине *H¹ при откорректированной длине 1-ой секции *l¹

на внутреннее давление:

n_Р = Р²_Р / Р²_ВИ (21)

где: Р²_Р - прочность труб 2-ой секции на внутреннее давление с толщиной стенки δ² (найдено по таблице) [3];

n_Р = 35,1/9,8 = 3,58,

на страгивание в резьбовом соединении:

n_СТР = Q²_СТР / *G¹ (22)

где Q²_СТР - прочность на страгивающие нагрузки для труб 2-ой секции с

толщиной стенок δ² (определено по таблице) [3];

*G¹ - растягивающая нагрузка на 2 -ую секцию, равная откорректированному весу 1-ой секции.

n_СТР = 1353/28,98 = 46,69.

Рассчитанные коэффициенты больше допустимых n_Р =1,15 и n_СТР = 1,15.

) Итак, окончательные параметры 1-ой секции:

Группа прочности - «Д»,

Толщина стенок δ¹ =10,6 мм,

Длина секции *l¹ = 140 м,

Глубина установки *L¹ = 2580 м,

Интервал установки - 2580-2720 м,

Вес секции *G¹ = 57,96 кН.

. Расчет параметров второй секции.

) Группа прочности материала труб для 2-ой секции принимается такой же, как для 1-ой. («Д»).

) Толщина стенок труб для 2-ой секции принята равной δ² при определении параметров 1-ой секции.( δ² = 8,9 мм).

) Находится значение наружного избыточного давления Р³_НИ из условия:

Р³_НИ = Р³_СМ / n_СМ (23)

где *Р³_СМ - прочность труб на смятие для толщины труб δ³ (значение из таблицы для критических давлений) [3];

Р³_НИ = 22,1/1 = 22,1 МПа.

) На графике наружных избыточных давлений находится глубина H², на которой действует Р³_НИ (предварительная глубина установки 2-ой секции).

H² =1330 м. L² =1370 м.

) Определяется предварительная длина 2-ой секции l²

l² =*L¹-L² (24)

где *L¹ - откорректированная глубина установки 1-ой секции (по стволу).

l² = 2580 - 1370 = 1210 м.

) Рассчитывается предварительный вес 2-ой секции G²

G² = l² q² (25)

где q² - вес 1 м труб с толщиной стенки δ² (значение из таблицы сортамента выбранных обсадных труб) [3].

G² = 1210*0,354 = 428,34 кН.

) Корректируется прочность на смятие труб 3-ей секции с толщиной стенок δ³ в условиях двухосного нагружения

*Р³_СМ = Р³_СМ (1-0,3 ΣG² / Q³_Т ), (26)

где: *Р³_СМ - прочность на смятие труб 3-ей секции при двухосном нагружении;

Р³_СМ - прочность на смятие труб 3-ей секции при радиальном нагружении (критические давления) [3];

ΣG² - нагрузка растяжения на 3-ю секцию, равная сумме откорректированного веса 1-ой секции *G¹ и предварительного веса 2-ой секции;

Q³_Т - нагрузка растяжения на пределе текучести для труб 3-ей секции (значение из таблицы) [3].

*Р³_СМ = 22,1(1 - 0,3(28,98 + 428,34)/1510) = 20,09 МПа.

) Находится новое (откорректированное) значение наружного избыточного давления *Р³_НИ, которое обеспечится прочностью труб с толщиной стенки б'", но с учетом двухосного нагружения из условия:

*Р³_НИ = *Р³_СМ / n_СМ (27)

*Р³_НИ = 20,09/1 = 20,09 МПа.

) На обобщенном графике наружных избыточных давлений (рис. 4) находится новая (откорректированная) глубина установки 2-ой секции *H², на которой действует *Р³_НИ .

*H² = 1260 м. *L² = 1280 м.

) Определяется откорректированная длина 2-ой секции.

*1² = *L¹ - *L²

где *L¹ - откорректированная глубина установки 1-ой секции (по стволу).

*1² = 2580 - 1280 = 1300 м.

) Рассчитывается откорректированный вес 2-ой секции *G²

*G² = *l² • q² (28)

и откорректированная сумма весов 2-х секций ΣG²:

ΣG²= *G¹ + *G² (29)

*G² = 1300*0,354 = 460,2 кН.

ΣG²= 57,96 + 460,2 = 518,16 кН.

) Определяются фактические коэффициенты запаса прочности для 3-ой секции на глубине *L² при откорректированных параметрах 2-х секций на внутреннее давление:

n_Р = Р³_Р / Р³_ВИ

где: Р³_Р - прочность труб 3-ой секции на внутреннее давление с толщиной стенки δ³ (найдено по таблице) [3];

n_Р = 31,6/21 = 1,5 > n_доп

Р³_ВИ - внутреннее избыточное давление на глубине *L² (определяется по обобщённому графику избыточных внутренних давлений).

на страгивание в резьбовом соединении:

n_СТР = Q³_СТР / Σ*G²

где Q³_СТР - прочность на страгивающие нагрузки для труб 3-eй секции с

толщиной стенок δ³ (определено по таблице) [3];

Σ*G² - растягивающая нагрузка на 3 -ую секцию от откорректированного веса 2-х секций.

n_СТР = 1226/518,16 = 2,36 > n_доп.

) Итак, окончательные параметры 2-ой секции:

Группа прочности - «Д»,

Толщина стенок δ² =8,9 мм,

Длина секции *l² = 1300 м,

Глубина установки *L² = 1280 м,

Интервал установки - 1280-2580 м,

Вес секции *G² = 460,2 кН.

Суммарный вес 2-х секций Σ*G² = 518,16 кН.

. Расчет параметров 3-ей секции.

Для последующих секций толщина стенок уменьшается:

δ ³ =8 мм.

Определим возможно ли установить трубы с толщиной стенки δ³=8,0 мм исполнения А группы прочности "Д" до устья:

длина l³ 3-ей секции

l³=L²-L³, (30)

l³=1280 - 0 =1280 м.

Рассчитываем вес 3-й секции G³

G³ = l³ • q³, (31)

G³ = 1280*0,32 = 409,6 кН.

Суммарный вес 3-х секций

ΣG³ = 518,16 + 409,6 = 927,76 кН.

Определяем фактические коэффициенты запаса прочности для 3-ей секции на устье при откорректированных параметрах всех 3-х секций:

n_Р = Р⁴_Р / Р⁴_ВИ, (32)

где: Р⁴_Р - прочность труб 4-ой секции на внутреннее давление с толщиной стенки δ⁴ [1], Р⁴_Р =28,8 МПа.

Р⁴_ВИ - внутреннее избыточное давление на устье (определяется по обобщённому графику избыточных внутренних давлений).

n_Р =28,8/30,73=0,94 < 1,15 .

на страгивание в резьбовом соединении:

n_СТР = Q⁴_СТР / Σ*G³, (33)

где Q⁴_СТР - прочность на страгивающие нагрузки для труб 4-ой секции с толщиной стенок δ⁴ [1], Q⁴_СТР =1118;

Σ*G³ - растягивающая нагрузка на устье 3-ей секцию от откорректированного веса всех 3-х секций.

n_СТР =1118/927,76 =1,21 > 1,15.

Рассчитанный фактический коэффициент запаса прочности для всех 3-х секций на устье не удовлетворяет условиям на внутреннее давление, поэтому расчет длины 3-ей секции ведем по внутренним давлениям.

Из (32):

Р⁴_ВИ = Р⁴_Р / n_Р ,

Так как n_Р > 1,15, то Р⁴_ВИ > 28,8/1,15 = 25,04 МПа.

По обобщенному графику внутренних избыточных давлений (рис. 7) определяется глубина установки 4-ой секции:

*H⁴= 370 м. *L⁴= 390 м.

Определяем фактические коэффициенты запаса прочности для 3-ей секции при откорректированных параметрах всех 3-х секций

на внутреннее давление:

n_Р = Р⁴_Р / Р⁴_ВИ, (34)

где: Р⁴_Р - прочность труб 4-ой секции на внутреннее давление с толщиной стенки δ⁵ [1], Р⁴_Р =28,8 МПа.

Р⁴_ВИ - внутреннее избыточное давление на глубине *L⁴ (определяется по обобщённому графику избыточных внутренних давлений).

n_Р =28,8/25=1,152 > 1,15 .

на страгивание в резьбовом соединении:

n_СТР = Q⁴_СТР / Σ*G³, (35)

где Q⁴_СТР - прочность на страгивающие нагрузки для труб 4-ой секции с толщиной стенок δ⁴ [1], Q⁴_СТР =637;

Σ*G³ - растягивающая нагрузка 3-ей секции от откорректированного веса всех 3-х секций.

*G³ = (*L³ - *L⁴ )• q³,

*G³ = (1280 - 390)*0,32 = 284,8 кН.

Σ*G³ = 518,16 + 284,8 = 802,96 кН.

n_СТР =1118/802,96 =1,39>1,15.

Рассчитанные фактические коэффициенты запаса прочности для 4-ой секции на глубине H³ м при длине 3-ей секции l³ больше допустимых n_p=1,15 и n_стр=1,15  условие на прочность выполняется.

Итак, окончательные параметры 3-ей секции:

Группа прочности - «Д»,

Толщина стенок δ³ =8 мм,

Длина секции l³ = 890 м,

Глубина установки L³ = 390 м,

Интервал установки - 390 - 1280 м,

Вес секции G³ = 284,8 кН.

Суммарный вес 3-х секций ΣG³ = 802,96 кН.

. Расчет параметров 4-ой секции

Для последующих секций толщину стенок увеличиваем, а их длина определяется по выше приведенному выражению. При этом проверяем запас прочности на внутреннее избыточное давление для верхней части очередной секции, так как с уменьшением глубины это давление растёт и на наружное избыточное давление в нижней части секции. Расчет проводится до тех пор, пока сумма длин всех секций не станет равной или большей длины обсадной колонны.

Возможен вариант, когда выбрана максимальная толщина стенки труб группы прочности "Д", а сумма длин рассчитанных секций составляет величину, меньшую длины колонны. Тогда необходимо принимать следующую группу прочности "К".

Проектируем трубы с толщиной стенки δ⁴ = 8,9 мм исполнения А, группы прочности "Д".

Тогда:

⁴ = (Q⁵_СТР / n_СТР - ΣG³) / q⁴ (36)

⁴ = (1588/1,15 - 802,96)/0,354 = 1632 м,

так как рассчитанная длина 4 - ой секции превышает расстояние от глубины установки 3 - ей секции до устья, поэтому принимаем длину 4 - ой секции 1⁴ = 390 м.

Глубина установки 4 - ой секции:

L⁴ = 0 м.

Рассчитываем предварительный вес 4-ой секции G⁴

G⁴ = l⁴ *q⁴, (37)

где q⁴ - вес 1 м труб с толщиной стенки δ⁴ [1], q⁴ = 0,354 кН

G⁴ =390*0,354 = 138,06 кН.

ΣG⁴= Σ*G³ + G⁴=802,96 + 138,06 = 941,02 кН.

Прочность на смятие в условиях двухосного нагружения не учитывается, так как толщина стенки увеличилась. Проверяем фактический коэффициент запаса на растяжение по телу трубы:

n_раст= Q^5S_Т / ΣG⁴, (38)

где n_раст - фактический коэффициент запаса на растяжение по телу трубы,

Q^5S_Т - нагрузка растяжения на пределе текучести для труб 5-ой секции Q^5S_Т = 1686 кН [1],

ΣG⁴ - нагрузка растяжения на 4 - ую секцию, равная сумме откорректированного веса 1-ой, 2-ой, 3-ей*G¹+*G²+*G³, а также предварительного веса 4 - ой секции;

n_раст= 1686/941,02 = 1,79

Рассчитанный фактический коэффициент запаса на растяжение по телу трубы больше нормативного коэффициента запаса на растяжение - 1,15, следовательно, условие на растяжение выполняется.

Определяем фактические коэффициенты запаса прочности для 5-ой секции на глубине L⁴ при откорректированных параметрах 4 - х секций

на внутреннее давление:

n_Р = Р⁵_Р / Р⁵_ВИ, (39)

где: Р⁵_Р - прочность труб 6-ой секции на внутреннее давление с толщиной стенки δ⁵ = 10,6 мм [1], Р⁵_Р = 41,9 МПа

Р⁵_ВИ - внутреннее избыточное давление на устье (определяется по обобщённому графику избыточных внутренних давлений) (рис.7),

Р⁵_ВИ = 30,73 МПа,

n_Р =41,9/30,73 = 1,36,

на страгивание в резьбовом соединении:

n_СТР = Q⁵_СТР / Σ*G⁴, (40)

где Q⁵_СТР - прочность на страгивающие нагрузки для труб 5-ой секции с толщиной стенок δ⁵ = 10,6 мм [1], Q⁵_СТР = 1588 кН

n_СТР =1588/ 941,02 = 1,69.

Рассчитанные фактические коэффициенты запаса прочности для 4-ой секции на глубине L⁴ м при длине 4-ой секции l⁴ больше допустимых n_p=1,15 и n_стр=1,15, следовательно, условие на прочность выполняется.

Итак, окончательные параметры 4-ой секции:

Группа прочности - «Д»,

Толщина стенок δ³ =8,9 мм,

Длина секции l³ = 390 м,

Глубина установки L³ = 390 м,

Интервал установки - 0 - 390,

Вес секции G³ = 138,06 кН.

Суммарный вес 3-х секций ΣG³ = 941,02 кН.

Далее необходимо рассчитать коэффициент запаса прочности на растяжение на искривленном участке ствола (150 - 300 м). Зенитный угол изменяется от 0 до 7⁰.

Нагрузка растяжения на искривленном участке на пределе текучести гладкого тела трубы уменьшится и должна быть рассчитана по формуле:

n₄’ = n₄ /[1- n₄*λ₁* (α₀ - 0,5)], (41)

где: n₄’ - нагрузка растяжения на пределе текучести гладкого тела трубы искривлённой обсадной колонны;

n₄ = 1,25 - нагрузка растяжения на пределе текучести гладкого тела трубы вертикальной обсадной колонны;

λ₁ - коэффициент, учитывающий влияние формы тела трубы и её прочностные характеристики (λ₁ = 0,041 для труб группы прочности «Д» [1]).

α₀ - интенсивность искривления трубы, равная: α₀ = 7⁰/15м = 0,47.

n₄’ = 1,25/[1 - 1,25*0,041(0,47 - 0,5)] = 1,248.

Далее рассчитывается фактический коэффициент запаса прочности:

n_{4 факт}’ = Pраст/G, (42)

где G - сумма весов первых трех секций и участка 4-й секции, начиная с 125 м (25 м выше точки начала искривления),

Pраст - растягивающая нагрузка на 4-ю секцию,кН [1].

n_{4 факт}’ = 1686/(57,96 + 460,2 + 284,8 + 0,354*265) = 1,88.

Рассчитанный фактический коэффициент запаса на растяжение по телу трубы больше нормативного коэффициента запаса на растяжение - 1,248, следовательно, условие на растяжение выполняется.

Расчетные данные о параметрах секций обсадной колонны сведены в таблицу 10:

Таблица 10

Данные о параметрах секций обсадной колонны

4.4 Расчет натяжения эксплуатационной колонны

Натяжение обсадной колонны необходимо для сохранения прямолинейной формы её не зацементированной части путём компенсации веса и с учётом изменения температуры и давления. Расчёт натяжения обсадной колонны производится после расчёта обсадной колонны на прочность.

Если расчётное значение натяжения не удовлетворяет условию прочности колонны, то необходимо либо повысить прочность труб, либо увеличить высоту подъёма цемента.

Определяют как нижний, так и верхний предел натяжения обсадных колонн.

Нижний предел - минимальное значение усилия натяжения для скважин любого назначения выбирается по наибольшему значению из двух значений, рассчитанных по формулам:

Q_Н = Q; (43)

Q_Н = Q + αEFΔ T 10^-3 + 0,31* P* d² 10³ - 0,655 *l *(D² ρ_Р - d² ρ_В)10^-2 (44),

где: Q_Н - усилие натяжения в кН;

Q - вес свободной (незацементированной) части колонны, кН;

P - внутреннее устьевое давление в колонне при эксплуатации или при нагнетании, МПа;

l - длина свободной части колонны, м;

D = 0,168м, d = 0,142 м - соответственно наружный и внутренний диаметры свободной части колонны, м.

) Q_Н = Q = l*q ;

Q_Н = 270*0,354 = 95,58 кН.

) α = 12*10^-6, Е = 2,1*10¹¹ Па,

F = π(D² - d²)/4; (45)

F = 0,785(0,028224 - 0,020164) = 0,006 м.

Δ T - средняя температура нагрева (охлаждения) колонны, ⁰С.

Среднюю температуру нагрева берут как среднюю величину по глубине:

Δ T = ((t₃ - t₁) + (t₄ - t₂)) / 2, (46)

где: t₁, t₂ - температура колонны у верхнего и нижнего концов до эксплуатации, ⁰С (t₁ принимают по среднегодовой температуре района бурения (-2 ⁰С), t₂ обычно принимают по геотермическому градиенту);

t₃, t₄ - температура колонны у верхнего и нижнего концов в процессе эксплуатации, ⁰С (t₃ принимают температуре жидкости, движущейся по колонне (+40⁰С)).

t₄ = t₃+ (t_заб - t₃) l / L,

где t_заб - температура на забое, ⁰С;

L - глубина скважины, м.

t₄ = 40 + (26,5*3 - 40)*270/2720 = 43⁰

t₂ = 3⁰*2,7-2⁰ = 5,1⁰

Δ T = ((40 + 2) + (43 - 5,1))/2 = 44,95⁰

Q_Н = 95,58 + 12*10^-6*2,1*10¹¹*0,006*44,95*10^-3 +

,31*3,275*0,142²*1000 - 0,655*270(0,168²*1120 - 0,142²*913)*10^-2 =

,4 + 679,6 + 20,47 - 23,34 = 771,13 кН.

Верхний предел натяжения колонны определяется из условия: Q_Н ≤ Q_МАКС, (47) где: Q_МАКС - допустимая осевая нагрузка на трубы колонны (равная максимально допустимой страгивающей нагрузке делённой на коэффициент запаса на страгивающие нагрузки), кН.

Q_Н = 1226/1,15 = 1066 кН.

В итоге: 771,13 кН ≤ Q_Н ≤ 1066 кН.

.4 Технологическая оснастка обсадной колонны

Под понятием «технологическая оснастка обсадных колонн» подразумевается определенный набор устройств, которыми оснащают обсадную колонну, чтобы создать условия для повышения качества процессов ее спуска и цементирования в соответствии с принятыми нормами крепления скважин. Поэтому применение технологической оснастки при креплении скважин обязательно.

Изделия технологической оснастки одного наименования имеют несколько конструктивных модификаций, отличающихся друг от друга принципом действия.

. Расчет центрирования эксплуатационной колонны.

Профиль скважины 3-х интервальный, значит, расчет центрирования ведется для участков набора зенитного угла (150 - 300 м) и стабилизации угла (300 - 2720 м).

) Интервал набора зенитного угла (150 - 300 м)

h_Н = 300 м - нижняя граница интервала.

h_В = 150 м - верхняя граница интервала.

Выбирается центратор ЦЦ-1-168/216-1.

Рассчитывается жесткость труб обсадной колонны, кгс·м²:

EI =2,1·10¹⁰··[1-()⁴] (48)

где d_Н, м - наружный диаметр обсадной колонны;

d_В, м - внутренний диаметр обсадной колонны;

EI = 2,1х10^10х(3,14*0,1683⁴/64)*(1 - (0,1505/0,1683)⁴) = 5,166*10⁷ кгс*м².

Вычисляется объем вытесненного тампонажного раствора на 1 метре, м³

V_Т = 0,785· (49)

V_Т = 0,785*0,168² = 0,0222 м³.

Вычисляется вес вытесненного тампонажного раствора на 1 метре, кгс:

q_т = V_Т · ρ_т (50)

где ρ_Т, кг/м³ - плотность тампонажного раствора (ρ_Т = 1900 кг/м³)

q_т = 0,0222*1900 = 42,18 кгс.

Внутренний объем 1 метра обсадной колонны, м³:

V_В = 0,785 · d (51)

V_В = 0,785*0,152² = 0,0181 м³.

Вес продавочной жидкости на 1 метре, кгс:

q_п = V_В · ρ_п (52)

где ρ_П - плотность продавочной жидкости, кг/м³ (ρ_П = 1000 кг/м³)

q_п = 0,0181*1000 = 18,1 кгс.

Вес 1 метра обсадной колонны с продавочной жидкостью, кгс:

_к = q + q_п (53)

q_к = 32 + 18,1 = 50,1 кгс.

Вес 1 метра обсадной колонны с продавочной жидкостью в цементном растворе, кгс:

_ж = q_к - q_т (54)

q_ж = 50,1 - 42,18 = 7,92 кгс.

P₁ = 1 4,3 · q_ж · sin α₁ , (55)

где α₁ - зенитный угол наклона ствола скважины на участке расположения рассматриваемой трубы.

α₁=7/2 = 3,5⁰.

P₁ = 14,3*7,92*sin3,5⁰ = 6,914 кгс.

Находится расстояние между центраторами по допустимой нагрузке на один центратор, м

l₁ =  (56)

где [Q], кгс - допустимая нагрузка на центратор ([Q] = 780 кгс).

l₁ = 780/6,914 = 112,81. Принимается l₁ = 113 м.

Расчет расстояний между центраторами и количество центраторов.

Рассчитывается стрела прогиба обсадной колонны от собственного веса, мм

f₀ =  (57)

f₀ = 6,3*7,92*113⁴* sin3,5⁰ /5,166*10⁷ = 9,61 м.

Находится растягивающее усилие от нижележащего участка обсадной колонны, кгс:

N = 0,3 · q_ж · (L-h_В) · cos α₂ , (58)

где α₂ - средневзвешенный зенитный угол ствола скважины в интервале от 300 м до 2720 м. (α₂ = 7⁰).

N = 0,3*7,92*(2720 - 300)* cos7⁰ = 5707 кгс.

Критическая сила (по Эйлеру), кгс

P_КР = , (59)

где μ = 1.

P_КР = 3,14²*5,166*10⁷/113² = 12703,6 кгс.

Находится стрела прогиба труб между центраторами с учетом растягивающего усилия, мм

f =  (60)

f = 961/(1 + 5542/12703,6)² = 8076 мм.

Эксцентриситет центрируемой обсадной колонны в любой точке не должен превышать величину

[f] = 0,33 (D-d)/2, (61)

где D, d - соответственно осредненный диаметр обсадных труб в рассматриваемой точке(D = 0,245 м, d = 0,168 м).

[f] = 0,33*(0,245 - 0,168)/2 = 12,7 мм.

Т.к. f > [f], то:

Определяются расстояния между центраторами по значению допустимой стрелы прогиба обсадной колонны, м

l =  (62)

l = (6,166*10⁷*0,0127/(6,3*7,92* sin3,5⁰))^1/4 = 22 м.

И, наконец, находится необходимое количество центраторов в рассматриваемом интервале, шт:

n = [(h_Н - h_В)/l] + 1 (63)

n = 150/22 + 1 = 6,82 шт.

Таким образом, в интервале 150 - 300 м необходимо установить 7 центраторов на эксплуатационную колонну.

1) Интервал стабилизации зенитного угла (300 - 2720 м)

h_Н = 2720 м - нижняя граница интервала.

h_В = 300 м - верхняя граница интервала.

Выбирается центратор ЦЦ-1-168/216-1.

Находится средневзвешенный диаметр эксплуатационной колонны на участке:

d_В = (150,5*90 + 152,3*890+ 150,5*1300 + 147,1*140)/(2720 - 300) =

(13545 + 135547 + 195650 + 20594)/2420 = 151,03 мм.

По формулам (48) - (57) проводятся предварительные расчеты:

EI = 2,1*10¹⁰*(3,14*0,683/64)*(1 - (0,15103/0,1683)⁴) = 5,3*10⁷ кгс*м².

V_Т = 0,785*0,168² = 0,0222 м³.

q_т = 42,18 кгс.

V_В = 0,785*0,15103² = 0,0179 м³.

q_п = 0,0179*1000 = 17,9 кгс.

q = (0,414*980 + 0,354*1300 + 0,32*140)/2420 = 0,376 кН = 37,6 кгс._к = 37,6 + 17,9 = 55,5 кгс._ж = 55,5 - 42,18 = 13,32 кгс.

P₁ = 14,3*13,32*sin7⁰ = 23,21 кгс.

l₁ = 780/23,21 = 33,61. Принимается l₁ = 34 м.

f₀ = 6,3*7,92*113⁴* sin3,5⁰ /5,166*10⁷ = 9,61 м.

По формулам (60) - (63):

[f] = 0,33 (245-168)/2 = 12,705 мм.

l = (5,3*10⁷*0,0127/(6,3*13,32* sin7⁰))^1/4 = 16 м.

n = 2420/16 + 1 = 152 шт.

Общий вид центраторов показан на рис. 8:

Рис. 8. Жестко-упругий центратор ЦЦ-1: 1 - петлевые проушины; 2 - гвозди; 3 - спиральные клинья; 4 - ограничительные кольца; 5 - пружинные планки; 6 - пазы сегментов

. Выбор остальных элементов технологической оснастки эксплуатационной колонны

Цементировочная головка

Цементировочные головки относятся к оснастке обсадных колонн и предназначены для создания герметичного соединения обсадной колонны с нагнетательными линиями цементировочных агрегатов. В зависимости от конструктивного исполнения они могут применяться при цементировании различными способами.

Для цементирования данной скважины выбирается цементировочная головка типа ГЦУ (ГЦУ-168). Универсальность данной головки заключается в том, что она позволяет цементировать обсадную колонну в подвешенном на крюке состоянии с одновременным ее расхаживанием. Кроме того, она довольно проста в обслуживании. Общий вид головки типа ГЦУ представлен на рис. 9:

Рис. 9. Цементировочная головка ГЦУ

Обратный клапан

Клапаны обратные дроссельные типа ЦКОД предназначены для непрерывного самозаполнения буровым раствором обсадной колонны при спуске ее в скважину, для предотвращения обратного движения тампонажного раствора из заколонного пространства.

Рис. 10. Обратный клапан ЦКОД-168-1-ОТТМ

Выбирается клапан ЦКОД-168-1-ОТТМ (рис. 10). Он спускается в скважину с обсадной колонной без запорного шара, который прокачивают в колонну после ее спуска на заданную глубину. Шар, пройдя через разрывные шайбы и диафрагму, занимает рабочее положение. Верхняя часть клапана внутри имеет опорную торцовую поверхность, которая выполняет функцию стоп-кольца для остановки разделительной цементировочной пробки. Таким образом, установки упорных колец не требуется.

Башмак колонный

Башмаки колонные типа БКМ (рис. 11) предназначены для оборудования низа обсадных колонн с целью направления их по стволу скважины и защиты от повреждений при спуске в процессе крепления нефтяных и газовых скважин. Эти башмаки состоят из корпуса с неразъемной насадкой, которая формируется в нем из смеси тампонажного песка и цемента в соотношении 3:1. В корпусе башмака выполнены отверстия с пазами, которые образуют дополнительные каналы циркуляции бурового раствора.

Рис. 11. Башмак колонный типа БКМ

Расстановка элементов технологической оснастки эксплуатационной колонны в интервале продуктивного пласта изображена на рис. 3 Графического Приложения 1.

буровой тампонажный нефтеносность скважина

5. Расчет и обоснование параметров цементирования

5.1 Обоснование способа цементирования

Известны следующие способы первичного цементирования затрубного пространства: прямой одноступенчатый, прямой двухступенчатый, манжетный, обратный, цементирование "хвостовиков" и секций.

Прямое одноступенчатое цементирование используют при малоразличающихся между собой градиентов гидроразрыва пород по всему разрезу скважины и их глубине до 3000 м (глубина проектируемой скважины - 2650 м).

На практике при бурении скважин в Западной Сибири наибольшее распространение получил прямой способ цементирования через башмак обсадной колонны в одну ступень.

.2 Обоснование типа и расчёт объема буферной, продавочной жидкостей и цементного раствора

Проектирование процесса цементирования начинают с выбора состава и определения свойств трех жидкостей используемых при цементировании - буферной, тампонажного раствора и продавочной жидкости. При определении плотности облегчённого тампонажного раствора должно быть выполнено условие недопущения гидроразрыва пластов или поглощения раствора:

P_ГСКП + Р_ГДКП ≤ 0,95 P_ПГ или P_ГСКП + Р_ГДКП ≤ 0,95 P_ГР (64)

где: P_ГС - гидростатическое давление в кольцевом пространстве, МПа;

Р_ГДКП - гидродинамические потери давления в кольцевом

пространстве, МПа;

P_ПГ - давление начала поглощения, МПа;

P_ГР - давление гидроразрыва пород на забое скважины или в интервале пласта с наименьшим градиентом гидроразрыва, МПа;

В свою очередь

Р_ГДКП = (l●r_срвз●v_кп²●L●10^-6)/2(D_СКВ ●k^0,5 - d_Н),

где: l - коэффициент гидравлического сопротивления, равный 0,035; r_срвз- средневзвешенная плотность растворов за колонной в конце продавки, кг/м³; v_кп = 0,4 м/с - скорость восходящего потока за колонной в конце продавки, м/с; L - длина ствола, м; D_СКВ - диаметр ствола скважины, м; k - коэффициент кавернозности; d_Н - наружный диаметр обсадной колонны, м.

Следовательно,

r_срвз = 0,95 P_ГР /(gH + l●v_кп²●L/2(D_СКВ ●k^0,5 - d_Н) (65)

r_срвз = 0,95*47,47*10⁶/(9,81*2650 + 0,035*0,4²*2720/2(0,2143*1,3^1/2 -

,1683)) = 1731,5 кг/м³.

Находится плотность облегченного тампонажного раствора, которым цементируется большая часть затрубного пространства:

r_срвз = ( r_БЖ *h_бж + r_обл.тр *h_{обл тр} + r_цр *h_цр )/L, (66)

где r_срвз - средневзвешенная плотность растворов за колонной в конце продавки, кг/м³;

h_бж - высота столба буферной жидкости в заколонном пространстве, м;

r_БЖ - плотность буферной жидкости, кг/м³;

r_обл.тр - плотность облегченного тампонажного раствора, кг/м³;

h_{обл тр} - высота столба облегченного тампонажного раствора в заколонном пространстве, м;

r_цр - плотность обычного тампонажного раствора, кг/м³;

h_цр - высота столба тампонажного раствора в заколонном пространстве, м;

L - глубина скважины по стволу, м.

Отсюда:

r_обл.тр = (r_срвз*H - r_БЖ *h_бж - r_цр *h_цр )/ h_{обл тр};

Плотность буферной жидкости принимается равной 1000 кг/м³, высота столба обычного тампонажного раствора на забое скважины - 105 м (50 м выше и ниже продуктивного пласта).

r_обл.тр = (1731,5*2720 - 1000*270 - 1900*105)/2345 = 1808 кг/м³.

Выбирается в качестве порошка для обычного тампонажного раствора ПЦТ-I-100 (В/Ц = 0,45, r_цр =1900 кг/м³), в качестве порошка для облегченного тампонажного раствора ПЦТ-III-Об6 (В/Ц = 0,75, r_цр =1600 кг/м³).

Объём тампонажного раствора V_ТР определяется как сумма объёма кольцевого пространства в межтрубном пространстве (кондуктор - эксплуатационная колонна), объёма кольцевого пространства между стенками скважины и наружными стенками обсадной колонны, с учётом коэффициента кавернозности, и объёма цементного стакана, который оставляют в колонне:

V_ТР = π [(D²_СКВ k - D²_ОК) (L - H_К) + (d²_КОН - D²_ОК) H_ЦК + d²_НОК h_СТ] / 4 (67)

где: k - коэффициент кавернозности (k = 1,3);

D_СКВ - диаметр скважины, м;

D_ОК - наружный диаметр обсадной колонны, м;

d_КОН - внутренний диаметр кондуктора, м (d_КОН =0,229м);

d_НОК - внутренний диаметр низа обсадной колонны, м;

L - глубина скважины по стволу, в м;

H_К - глубина спуска кондуктора по стволу, м;

H_ЦК - высота подъёма цементного раствора от башмака кондуктора по стволу, м;

h_СТ - высота цементного стакана в обсадной колонне (расстояние между башмаком обсадной колонны и местом установки кольца “Стоп”), м (h_СТ = 0,01 H_ЦК).

V_ТР = 0,785[(0,2143²*1,3 - 0,1683²)(2720 - 420) + (0,229² - 0,1683²)*150 +

,1471²*27,2] = 0,0785[(0,0615 - 0,0283)*2300 + 3,615+0,589)] = 63,24м³.

V_ЦР = 0,785[(0,2143²*1,3 - 0,1683²)*105 = 2,59 м³.

V_{ТР ОБЛ} = V_ТР - V_ЦР ; (68)

V_{ТР ОБЛ} = 63,24 - 2,59 = 60,65 м³.

Расчет количества компонентов сухой тампонажной смеси и жидкости для её затворения производят с учётом водотвёрдого (водоцементного) отношения рекомендуемого поставщиком и оптимальной плотности цементного раствора.

По значениям ρ_ТР (в кг/м³) и выбранного водоцементного отношения m предварительно определяют среднюю плотность твердой фазы ρ_Т. (в кг/м³) тампонажного раствора:

ρ_Т = ρ_ТР / [1 - m (ρ_ТР / ρ_Ж - 1)] (69)

где ρ_Ж - плотность жидкости затворения, ρ_Ж = 1000 кг/м³);

m_цр = 0,45, m_{обл тр} = 0,75.

Для бездобавочного тампонажного раствора:

ρ_Т = 1900/(1 - 0,45(1900/1000 - 1)) = 3200 кг/м³.

Для облегченного тампонажного раствора:

ρ_Т = 1600/(1 - 0,75(1600/1000 - 1)) = 2909 кг/м³.

Масса тампонажного материала G (в тоннах), необходимая для приготовления 1 м³ раствора,

G = ρ_Т (ρ_ТР - ρ_Ж) / (ρ_Т - ρ_Ж) (70)

Для бездобавочного тампонажного раствора:

G = 3200(1900 - 1000)/(3200 - 1000) = 1,3 т.

Для облегченного тампонажного раствора:

G = 2909(1600 - 1000)/(2909 - 1000) = 0,914 т.

Общая масса сухого тампонажного материала (в тоннах) для приготовления требуемого объема тампонажного раствора

G_СУХ = K_Ц G V_ТР, (71)

Для бездобавочного тампонажного раствора:

G_СУХ = 1,04*1,3*2,59 = 3,5 т.

Для облегченного тампонажного раствора:

G_СУХ = 1,04*0,914*60,65 = 57,65 т.

Полный объем воды для затворения общей массы сухого тампонажного материала ( в м³)

V_В=К_В G_СУХ / G₁, (72)

где К_В = 1,09 - коэффициент, учитывающий потери воды.

Для бездобавочного тампонажного раствора:

V_В = 1,09*3500/(3200*0,45) = 2,65 м³.

Для облегченного тампонажного раствора:

V_В = 1,09*57650/(2909*0,75) = 28,81 м³.

Полный объем воды:

V_{В полн} = 2,65 + 28,81 = 31,46 м³.

В качестве буферной жидкости используем буфер МБП - М - 100 на водной основе с высокой моющей способностью с добавлением на 1 м3 воды 0,5% смеси полифосфатов и 0,5% неонола АФ - 12 или АФ - 25.

Объем буферной жидкости:

_БЖ = S_К v_ВП t , (73)

где S_К = π (D²_СКВ k - d²_н) / 4

площадь затрубного пространства, м2;

v_ВП - скорость восходящего потока, м/с;

t - время контакта, с (в соответствии с РД 39-00147001-767-2000 принимается равным 500 с при турбулентном течении и 600÷900 при ламинарном и течении);

V_БЖ =3,14*(0,2143²*1,3 - 0,1683²)*1,8*500/4=22,77м³.

При определении объёма буферной жидкости с плотностью меньше плотности бурового раствора при вскрытых нефтегазовых пластах следует также учитывать возможность газонефтепроявления за счёт снижения забойного давления во время продавки этой жидкости в заколонное пространство. В этом случае допускается снижение репрессии на пласт до 2,5%. Исходя из этого допущения, получена формула, определяющая минимально допустимый объём буферной жидкостиV_бж в м³:

Определим высоту подъема буферной жидкости в кольцевом пространстве:

H_бж = V_бж/S_кп; (74)

H_бж= 4*26,27/(3,14*(0,2143²*1,3 - 0,1683²)) =22,77/0,0246=925,6 м.

Средневзвешенный угол α в интервале подъема буферной жидкости равен 7 град.

Рассчитывается минимально допустимый объем буферной жидкости:

V_бж = 0,5*∆Р* S_кп /( cosα*( ρ_БР - ρ_БЖ)*g); (75)

где ∆Р - пластовое давление на забое, Па;

V_бж =0,5х27,01х1000000х0,0246х0,05/(0,993х(1120-1000)*9,81)=14,21м³,

что меньше ранее найденного объема буферной жидкости, равного 22,77м³.

Расчёт необходимого количества продавочной жидкости V_ПР (м³) выполняется по формуле:

V_ПР = k_ПР π [(d²_ОК L - d²_НОК h_СТ] / 4 , (76)

где: k_ПР - коэффициент, учитывающий сжатие продавочной жидкости (для глинистого раствора k_ПР = 1,04).

d_ОК - средневзвешенный внутренний диаметр обсадной колонны, м.

V_ПР = 1,04*0,785*(0,15103²*2720 - 0,1471²*27,2) = 50,17 м³

.3 Гидравлический расчет цементирования, выбор типа и расчёт необходимого количества цементировочного оборудования

Гидравлический расчет цементирования обсадных колонн проводят для определения необходимой суммарной подачи цементировочных агрегатов Q из условия обеспечения максимально возможной скорости восходящего потока бурового и тампонажного растворов в затрубном пространстве v, допустимого давления на цементировочной головке P_ЦГ и забое скважины P_З (в интервале пласта с наименьшим градиентом гидроразрыва начала поглощения), а также для выбора цементировочного оборудования и определения продолжительности процесса цементирования t_Ц. При этом принимаются следующие граничные условия:

P_ЦГ ≤ P_{ЦГ расч}; (77)

P_З ≤ 0,95 P_ПГ или P_З ≤ 0,95 P_ГР (78)

t_Ц = t_ЦЕМ+15 мин ≤ 0,75 t_ЗАГ, (79)

где P_{ЦГ расч} - давление на цементировочной головке, найденное в расчётах колонны на прочность, МПа;

P_ПГ - давление начала поглощения, МПа;

P_ГР - давление гидроразрыва пород на забое скважины или в интервале пласта с наименьшим градиентом гидроразрыва, МПа;

t_ЦЕМ - затраты времени на закачивание и продавливание тампонажного раствора, мин;

t_ЗАГ - время загустевания тампонажного раствора, определяемое консистометром, мин (для ПЦТ-I-100 равно 105 мин);

мин - дополнительное время, необходимое для вывода цементосмесительной машины на режим, освобождения продавочной пробки и получения сигнала “Стоп”.

Гидравлический расчет цементирования скважин проводят в следующем порядке.

Максимальное ожидаемое давление на цементировочной головке Р_ЦГ (в МПа) рассчитывают по формуле:

Р_ЦГ = ∆ P_ГС + P_Т + P_К + P_СТ, (80)

где ∆ P_ГС - максимальная ожидаемая разность гидростатических давлений в затрубном пространстве и в трубах в конце процесса цементирования, МПа;

P_Т, P_К - гидравлические сопротивления соответственно в трубах и в затрубном пространстве при принятом значении v, МПа;

P_СТ = 2,5 ÷ 3 МПа - давление момента “Стоп”.

Разность гидростатических давлений определяют по формуле:

∆ P_ГС = 0,001 g [(L¹ - H¹) (ρ_БР - ρ_ПР) + (H¹ - h¹) (ρ_ТР - ρ_ПР)] (81)

где: L¹ - глубина скважины по вертикали, м;

Н¹ - высота подъема тампонажного раствора от башмака колонны по вертикали, м;

h¹ - высота цементного стакана в колонне по вертикали, м;

ρ_ПР - плотность продавочной жидкости г/см³.

∆ P_ГС = 0,001*9,81[(2720 - 2450)(1,12 - 1) + (2450 - 27,2)*(1,9 - 1)] =

,00981(32,4 + 2180,52) = 21,708 МПа.

Гидравлические сопротивления внутри обсадной колонны Р_Т и в затрубном пространстве Р_К (в МПа) в конце продавки тампонажной смеси находят по формулам Дарси-Вейсбаха:

Р_Т = ΣР_Тⁱ P_Тⁱ = 8,11 λ_Т ρ_ПР Q² Lⁱ / d⁵_ОКⁱ (82)

P_К = 8,11 λ_К Q² {ρ_ТР (L - l) / [(D_СКВ∙k^0,5 - D_ОК )³ (D_CКВ ∙k^0,5 + D_ОК)²] +

ρ_СРВЗВ l / [(d_КОН - D_ОК )³ (d_КОН + D_ОК)²]} (83)

где λ_{Т, К} - коэффициенты гидравлических сопротивлений внутри обсадной колонны и кольцевом пространстве, для практических расчетов принимаются равными 0,02 и 0,035 соответственно;

D_СКВ, D_ОК, d_КОН - соответственно средний диаметр скважины, наружный диаметр обсадной колонны и внутренний диаметр кондуктора, см;

Q - производительность закачки раствора, л/с;

L - длина обсадной колонны, м;

l - длина кондуктора, м;

d_ОКⁱ - внутренние диаметры секций обсадной колонны, см;

Р_Тⁱ - гидравлические сопротивления внутри секций обсадной колонны, имеющих диаметры d_ОКⁱ, МПа;

Lⁱ - длина секций обсадной колонны, м;

ρ_СРВЗВ - средневзвешенная плотность раствора в кондукторе в концепродавки тампонажной смеси, г/см³. Равна ρ_ТР при цементировании колонны до устья;

ρ_ПР - плотность продавочной жидкости, г/см³.

Производительность закачки цементного и бурового растворов (в л/с):

Q = 0,0785 (D²_СКВ∙k^0,5 - D²_ОК) v   (84)

где v - скорость подъёма тампонажного раствора в кольцевом пространстве в м/с. Исходя из конкретных геолого-технических условий и практики цементирования скважин в данном районе выбирают максимально допустимую скорость восходящего потока бурового и тампонажного растворов в скважине v к моменту окончания продавки, когда имеются наиболее благоприятные условия гидроразрыва пород (выше было указано, что за оптимальную для цементирования эксплуатационных колонн скорость восходящего потока принимают 0,4).

Q = 0,0785*(21,43²*1,3 - 16,83²)*0,4 = 0,0785(597,02 - 283,25) = 5,47 л/с.

P_Т¹ = 8,11*0,02*1*5,47²*140/14,75⁵ = 0,001 МПа.

P_Т² = 8,11*0,02*1*5,47²*1300/15,05⁵ = 0,008 МПа.

P_Т³ = 8,11*0,02*1*5,47²*1280/15,23⁵ = 0,0075 МПа.

P_Т = P_Т¹ + P_Т² + P_Т³ = 0,001 + 0,008 + 0,0075 = 0,0165 МПа.

P_К = 8,11*0,035*5,47²*1,9(2720 - 420)/[(21,43*1,3^1/2 -16,83)³

*(21,43*1,3^1/2+16,83)²] + 1,7315*420/[(22,95 - 16,83)³*(22,95 + 16,83)²] =

,6/755249,28 + 727,23/6628638,98 = 0,049 + 0,0001 = 0,0491 МПа.

По формуле (80):

Р_ЦГ = 21,708 + 0,0491 + 0,0165 + 2,5 = 24,27 МПа.

Максимальное ожидаемое давление на забое скважины Р_З (в МПа) равно:

P_З = P_ГС + P_К,   (85)

где P_ГС - гидростатическое давление на забой со стороны составного столба тампонажного раствора, буферной жидкости и бурового растворов (в МПа):

P_ГС = 0,001 g [(L¹ - H¹) ρ_СРВЗВ + H¹ ρ_ТР] (86)

P_ГС = 0,001*9,81(2720-2450)*1731,5+2450*1900=4659586 Па = 4,66МПа

P_З = 4,66 + 0,0491 = 4,71 МПа.

Т.к. условие (65) выполняется, то корректировать состав тампонажного раствора не требуется.

В качестве цементировочных агрегатов используются агрегаты ЦА-320. Для обвязки насосных установок с устьем скважины при цементировании скважины используется блок манифольдов СИН-43 (на рис. 9):

Рис. 9. Блок манифольдов СИН-43

Выбирается цементировочный насос 9Т с диаметром цилиндровой втулки 100 мм.

Рассчитывают давление на цементировочных насосах цементировочных агрегатов Р_ЦА (в МПа):

Р_ЦА ≥ Р_ЦГ / 0,8 (87)

Р_ЦА ≥ 24,27/0,8 = 30,34 МПа.

Принимается Р_ЦА = 32 МПа (давление при работе цементировочного насоса 9Т на второй скорости).

По расчетным значениям Q и P_ЦА выбирают тип цементировочных агрегатов (ЦА), количество которых определяется из соотношения

n = Q / q + 1 (88)

где: q - производительность одного ЦА-320 при давлении Р_ЦА;

- резервный агрегат.

n = 5,47/3,2 + 1 = 2,71 => n = 3.

Таким образом, 3 агрегата будут работать на скважину.

Для агрегатов, перекачивающих тампонажную смесь в осреднительную емкость, можно принимать максимальный диаметр цилиндровой втулки, равный 127 мм. Производительность будет равна Q₂ = 5,3 л/с (Q₁ = 3 л/с). Проверим, сколько таких агрегатов нужно:

n₂/3 = Q₁/Q₂,

n₂ = 3Q₁/Q₂ = 3*5,3/3,2 = 1,8.

Принимаем количество агрегатов, перекачивающих тампонажную смесь в осреднительную емкость, равным 2.

Затем проверяется, достаточно ли суммарного объёма мерных баков цементировочных агрегатов V_МБ (в м³) для воды затворения тампонажной смеси:

V_МБ = 6 n ≥ V_В , (89)

где V_В = 31,46 м³ взято из формулы (72).

V_МБ = 6*5 = 30 м³.

Т.к. условие (76) не выполняется, и нет возможности доливать мерные баки в процессе цементирования, то количество цементировочных агрегатов увеличивается. Принимается количество цементировочных агрегатов n = 6, из которых 3 работают на скважину, 2 работают на осреднительную емкость, а 1 - резервный. Требуемое количество цементосмесительных машин m определяется по формуле:

m = Q / q_СМ  (90)

где q_СМ = 27 л/с - производительность одной цементосмесительной машины. Q = 14,1 л/с - производительность насосов одного агрегата на 5-й передаче (т. к. работают 3 агрегата, то значение Q умножается на 3).

m = 14,1*3/27 = 2.

Таким образом, используется 2 цементосмесительные машины. В их качестве выбирается установка смесительная механическая УС6-30Н (рис. 10).

Рис. 10. Установка УС6-30Н

.4 Расчёт режима закачки и продавки тампонажной смеси

Расчёт режимов закачки растворов начинают с построения графика изменения давлений на цементировочной головке в зависимости от суммарного объёма закаченных растворов. График строится по трём характерным точкам, между которыми изменение давления на цементировочной головке с некоторой долей условности считают линейным. Это точка начала закачки тампонажного раствора в обсадную колонну, в которой давление на цементировочной головке равно сумме гидравлических сопротивлений в колонне и кольцевом пространстве, точка, соответствующая моменту прихода тампонажного раствора на забой, когда давление на цементировочной головке минимально и точка в конце продавки тампонажного раствора, в которой давление на цементировочной головке максимально.

Максимальное давление на цементировочной головке, без учёта давления “Стоп” в конце продавки тампонажной смеси Р_Ц может быть найдено по формуле:

Р_Ц = Р_ЦГ - Р_СТ (91)

Р_Ц = 24,27 - 2,5 = 19,77 МПа.

Далее рассчитывается давление, которое возникает на цементировочной головке в момент прихода тампонажной смеси на забой, Р¹_Ц (в МПа):

Р¹_Ц = ∆ P¹_ГС + P¹_Т + P¹_К (92)

где ∆ P¹_ГС - максимальная ожидаемая разность гидростатических давлений в затрубном пространстве и в трубах на момент прихода тампонажной смеси на забой, МПа (эта величина отрицательна);

P¹_Т, P¹_К - гидравлические сопротивления соответственно в трубах и в затрубном пространстве, МПа;

Далее определяется, чем заполнена обсадная колонна в момент прихода тампонажной смеси на забой. Находится объем эксплуатационной колонны:

V_ОК = π d²_ОК L / 4, (93)

где: L - длина обсадной колонны, м;

d_ОК - средневзвешенный внутренний диаметр обсадной колонны, м.

V_ОК = 0,785*0,15103²*2720 = 48,7 м³. < Vтр обл.

Значит, вся колонна заполнена облегченным тампонажным раствором.

∆ P¹_ГС можно рассчитать по формуле:

∆ P¹_ГС = 0,001 g L¹ (ρ_БР - ρ¹_СРВЗВ) (94)

где: L¹ - глубина скважины по вертикали, м;

ρ_БР - плотность бурового раствора, г/см³ (плотность буферного

раствора принимается равной плотности бурового раствора);

ρ¹_СРВЗВ - средневзвешенная плотность раствора в обсадной колонне на момент прихода тампонажного раствора на забой, г/см³.

∆ P¹_ГС = 0,001*9,81*2650(1,12 - 1,6) = - 12,478 МПа.

P¹_К и P¹_т находятся по формуле (83) и (82) для этого случая, где Q = Q_МАКС на 5 передаче работы насоса (работают 3 агрегата).

P¹_К = 8,11*0,035*42,3²*1,9(2720 - 420)/[(21,43*1,3^1/2 -16,83)³

*(21,43*1,3^1/2+16,83)²] + 1,7315*420/[(22,95 - 16,83)³*(22,95 + 16,83)²] =

,55/810926,2 + 0,0847 = 2,378 МПа.

P_Т¹ = 8,11*0,02*1,6*42,3²*140/14,75⁵ = 0,093 МПа.

P_Т² = 8,11*0,02*1*42,3²*1300/15,05⁵ = 0,7818 МПа.

P_Т³ = 8,11*0,02*1*42,3²*1280/15,23⁵ = 0,453 МПа.

P_Т = P_Т¹ + P_Т² + P_Т³ = 0,093 + 0,7818 + 0,453 = 1,328 МПа.

Подставив полученные значения ∆ P¹_ГС , P¹_Т , P¹_К в (79), найдём величину давления на цементировочной головке в момент прихода тампонажного раствора на забой.

Р¹_Ц = - 12,478 + 2,378 + 1,328 = - 8,772 МПа.

Давление на цементировочной головке в момент начала закачки тампонажного раствора в обсадную колонну Р⁰_Ц (в МПа) равна сумме гидравлических сопротивлений в секциях обсадной колонны Р⁰_Т и Р⁰_К, которые рассчитывают по формулам, аналогичным формулам (82) и (83).

P⁰_К = 8,11*0,035*42,3²*1,12(2720 - 420)/[(21,43*1,3^1/2 -16,83)³

*(21,43*1,3^1/2+16,83)²] + 1,12*420/[(22,95 - 16,83)³*(22,95 + 16,83)²] =

,619 МПа.

P_Т⁰ = 8,11*0,02*1,12*42,3²*140/14,75⁵ = 0,065 МПа.

P_Т⁰ = 8,11*0,02*1*42,3²*1300/15,05⁵ = 0,5473 МПа.

P_Т⁰ = 8,11*0,02*1*42,3²*1280/15,23⁵ = 0,3171 МПа.

P_Т = P_Т¹ + P_Т² + P_Т³ = 0,065 + 0,5473 + 0,3171 = 0,93 МПа.

Р⁰_Ц = 1,619 + 0,93 = 2,549 МПа.

Следующий этап - определение суммарных закачанных объёмов ΣV в скважину при цементировании. Эти объёмы рассчитывают без учёта закачки буферной жидкости. На момент начала закачки тампонажного раствора объём ΣV⁰ равен нулю. В момент прихода тампонажного раствора на забой ΣV¹ равна внутреннему объёму обсадной колонны V_ОК.

ΣV¹ = V_ОК (95)

ΣV¹ = V_ОК = 48,7 м³.

В конце продавки тампонажного раствора ΣV равен сумме объёмов тампонажного раствора V_ТР и продавочной жидкости V_ПР:

ΣV = V_ТР + V_ПР (96)

ΣV = 63,24 + 50,17 = 113,41 м³.

По полученным данным строят график изменения давления на цементировочной головке. На график накладывают горизонтальные линии соответствующие максимальным давлениям развиваемым цементировочным насосом цементировочных агрегатов на каждой передаче, от максимально допустимой до низшей передачи, предварительно умноженным на 0,8. То есть строятся графики P_i(V) х 0,8, совмещённые с графиком изменения давления на цементировочной головке. Пересечения этих графиков дают возможность определить объёмы технологических жидкостей, откаченные цементировочными насосами на разных передачах V_i с расходами Q_i = q_i (n-1). Здесь n - число цементировочных агрегатов, qi подача цементировочного насоса на i-ой передаче.

Рис. 11. График изменения давления на цементировочной головке

Таким образом, при работе насосов на 5 передаче закачивается 95 м³ тампонажного раствора, на 4-й - 5 м³, на 3-й - 5 м³, на 2-й - 8,41 м³.

Затем вычисляется общее время закачки и продавки тампонажного раствора t_цем в минутах, по формуле:

t_цем = 16,7 ΣV_i / (q_i (n-1)) + 16,7 V_II / q_II (97)

где: q_i- производительность одного цементировочного агрегата на i-ой передаче, л/с;

n - число цементировочных агрегатов;

V_i - объёмы, откаченные всеми задействованными цементировочными агрегатами на i-ой передаче, м3.

q_II - производительность одного цементировочного агрегата на второй передаче до момента посадки цементировочной пробки на стоп, равная q_II = 3,2 л/с;

V_II - объём, откачиваемый одним цементировочным агрегатом до посадки цементировочной пробки на стоп-кольцо, равный V_II = 1,0÷1,5 м3

t_цем = 16,7[95/(14,1*3) + 5/(9,3*3) + 5/(6,1*3) + 8,41/(3,2*3)] +

,7*1,5/3,2 = 37,506 + 2,993 + 4,563 + 21,28 + 7,828 = 74,27 => 74 мин.

Затем определяем время цементирования скважины t_Ц (в мин):

t_Ц = t_цем+15 мин (98)

где t_цем - затраты времени на закачивание тампонажного раствора и его продавку, мин;

мин - дополнительное время, необходимое для вывода цементосмесительной машины на режим, освобождения продавочной пробки и получения сигнала “Стоп”.

t_Ц = 74 + 15 = 89 мин. < 105 мин,

значит, тампонажный раствор для цементирования выбран верно.

Рассчитывается также число агрегатов, задействованных в закачке буферной жидкости, по формуле:

n_БЖ = V_БЖ / V_МБ (99)

где: V_БЖ - объём буферной жидкости, м³;

V_МБ - объём мерных баков, м³.

n_БЖ = 22,77/24 -> 1. Принимается n_БЖ = 1.

Время закачки буферной жидкости t_БЖ определяем по формуле:

t_БЖ = 16,7 V_БЖ / (q_МАКС n_БЖ), (100)

где: V_БЖ - объём буферной жидкости, м³;

q_МАКС - производительность закачки раствора в обсадную колонну одним цементировочным агрегатом в режиме ускоренной закачки л/с.

t_БЖ = 16,7*22,77/14,1 = 27 мин.

По результатам расчёта количества и выбора цементировочной техники разрабатываем технологическую схему обвязки цементировочного оборудования.

Схема расстановки оборудования при цементировании скважины представлена на рис. 2 Графического Приложения 1.

6. Организация работ по креплению скважины

.1 Подготовительные работы к спуску колонны (подготовка ствола и колонны)

а) Обсадные трубы, поставленные на буровую, должны иметь комплектовочную ведомость, сертификаты или их копии на завезенные трубы, а также сведения о проверке и подготовке труб (опрессовке, дефектоскопии).

Соответствие внутреннего диаметра трубы номинальному проводится пропуском через трубу жесткого цилиндрического шаблона. Диаметр шаблона должен быть меньше номинального на следующие величины:

для труб 114-219 мм на 3 мм;

На трубах, отбракованных при шаблонировании, устойчивой светлой краской делается надпись "брак", трубы складируются в стороне буровой на отдельный стеллаж.

Необходимо проверять у всех труб группу прочности, толщину стенки, диаметр муфт, тип и состояние резьбы, давление опрессовки на поверхности в соответствии с ведомостью.

Замерять трубы необходимо стальной рулеткой, не имеющей наклонов, укладывать на стеллажи (предохраняя от ударов) маркировкой вверх в последовательности, предусмотренной планом работ, муфтовые концы должны располагаться на одной прямой и быть обращены в сторону буровой.

Транспортирование труб без предохранительных колец и ниппелей, а также перетаскивание их волоком и сбрасывание запрещается;

При укладке труб на стеллажи необходимо снять предохранительные кольца и ниппели, очистить, промыть соляркой и протереть насухо, после чего на ниппельный конец вновь навернуть предохранительные кольца (если заводом-изготовителем не предусмотрена смазка резьб, нанесенная непосредственно на заводе).

Применение металлических щеток или иных металлических приспособлений для очистки резьбы запрещается, в связи с наличием в муфтах покрытия из мягкого металла для дополнительной герметичности резьбы.

Для замены дефектных труб на буровую должны доставляться резервные трубы максимальной (по расчету) группы прочности одного или нескольких типоразмеров в зависимости от конструкции обсадной колонны в количестве 30-50 м на каждые 1000 м длины. Внешним осмотром определить качество заводского соединения муфты. Характерным признаком некачественного свинчивания является большое расстояние между торцом муфты и последней риской резьбы (более 1 нитки).

б) Перед спуском обсадной колонны ствол скважины необходимо проработать на участках сужений и резких искривлений (выявленных по данным каверно-, профиле- и инклинограмм) со скоростью не более 35-40 м/ч и промыть высококачественным буровым раствором (тщательно очищенным от шлама), удовлетворяющим основным требованиям теории промывки и требованиям недопущения ГНВП. Промывку следует вести с расхаживанием и вращением бурильной колонны, что обеспечит ликвидацию сужений и удаление шлама из каверн. Контролировать промывку следует по изменению концентрации шлама в промывочной жидкости. Постепенное уменьшение концентрации и её стабилизация говорит о необходимости остановки промывки. Если в процессе промывки концентрация шлама не уменьшается, промывку необходимо прекратить, поскольку это свидетельствует об осыпании пород и образовании каверн. Промывка ведется в течение одного-двух циклов циркуляции бурового раствора.

в) Электрометрические работы производить через бурильный инструмент, низ которого оборудован воронкой.

В процессе электрометрических работ производить расхаживание бурового инструмента на длину свечи после каждого подъёма каротажного прибора, но не реже, чем через 2 часа. Через каждые 6 часов электрометрических работ ствол скважины необходимо промыть.

В случае продолжительности электрометрических работ более 16 часов, наличия в стволе сужения или желобных выработок, а также затяжек при подъёме бурильных труб, ствол скважины необходимо прошаблонировать компоновкой инструмента, применяемой при бурении скважины. Скорость проработки ствола перед спуском должен быть 100 - 120 м/час, при производительности насосов 30 - 32 л/с. После проведения геофизических работ, спустить воронку до забоя и промыть скважины. При промывке скважины довести параметры промывочной жидкости в соответствии с ГТН.

.2 Технологический режим спуска колонн

Обсадную колонну спускают в скважину либо в один приём от устья до забоя, либо секциями. Эксплуатационную колонну на данной скважине спускают в один прием. Этому есть объяснение: ствол скважины достаточно устойчив и не осложняется при оставлении ее без промывки в течение времени, необходимого для производства комплекса работ от последней промывки до окончания спуска обсадной колонны.

Возможность спуска обсадной колонны на клиновых захватах с учетом коэффициента запаса (n_И = 1,3) определяем по формуле [3]:

QP_K/n_И. (101)

P_K=(F*G_T*X*10³)/(1+d_СР/4*L*tg()),

где Q - допускаемый вес, кН;

F - площадь сечения трубы, м²;

G_T - предел текучести материала трубы, МПа (для стали группы прочности Д 380 МПа);

Х - коэффициент охвата, МПа (0,78Х1);

d_СР - средний диаметр трубы, мм

d_СР=(D_H+d_ВН)/2 (102)

L - длина плашек клина, мм;

 - угол уклона клина [=9⁰27^I15^II (уклон 1 к 6)];

 - угол внутреннего трения (для углеродистых сталей 7⁰).

F=3,14•(0,1683² - 0,1503²)/4=0,0042 м².

d_СР=(0,1683 + 0,1503)/2=0,1593 мм.

P_K=(0,0042*380*1*10³)/(1+0,1593/4*300*tg(9,5+7))=1545 т.

Q1545/1,3=1188 кН.

Так как суммарный вес секций 1017 кН не превышает предельной нагрузки на клинья, то всю колонну спускаем на клиновых захватах.

В процессе спуска колонны без ограничения скорости, особенно при малых кольцевых зазорах, возможны гидроразрывы пород и поглощение бурового раствора, что осложняет доспуск колонны и последующее цементирование. Поэтому скорости спуска обсадных колонн должны выбираться исходя из конкретных геологических условий в интервале крепления, состояния ствола скважины и свойств бурового раствора и подтверждаться расчётом.

При быстром спуске, в дополнение к гидростатическим давлениям, в заколонном пространстве возникает гидродинамическое давление, которое может привести к гидроразрыву пород или к смятию колонны избыточным внешним давлением.

По результатам расчётов, проведённых ВНИИКрнефть, скорости спуска в не должны превышать 1 м/с для эксплуатационной колонны. Т. к. существует опасность поглощения и загрязнения пласта скорость спуска эксплуатационной колонны снижается до 0,4 м/сек.

Спускать колонну следует плавно и без толчков. Спущенные трубы заполнять буровым раствором не требуется, т.к. применяется самозаполняющийся обратный клапан.

6.3    Организация работ по цементированию скважины

Цементировочная техника должна прибыть на буровую в рабочем состоянии за 2 часа до окончания спуска колонны. Прибывшую тампонажную технику необходимо подготовить к работе и расставить на площадке перед буровой установкой, согласно разработанной схеме. Необходимо завести на буровую необходимое количество тампонажных материалов, подготовить расчётный объём воды, произвести опрессовку нагнетательной линии на полуторократное ожидаемое в процессе цементирования максимальное давление.

После окончания промывки скважины на верхний конец обсадной колонны навинчивают цементировочную головку, боковые отводы с помощью нагнетательных линий соединяют с цементировочными агрегатами.

Устье скважины оборудуется цементировочной головкой типа ГЦУ-168, боковые отводы которой с помощью нагнетательной линии соединяют с напорным блоком манифольда СИН-43, который в свою очередь нагнетательными линиями связан с цементировочными агрегатами ЦА - 320М. Для оперативного контроля и анализа плотности, давления и расхода цементного раствора применяется станция контроля цементирования типа СКЦ - 2М-69. Для обработки тампонажного раствора в процессе его приготовления с целью обеспечения однородности параметров смеси по всему объему используется осреднительная установка УО УС6-30Н на шасси КрАЗ-65101.

После установки и обвязки оборудования опрессовывают нагнетательные линии на полуторократное ожидаемое в процессе цементирования давление

(Р_оп=30,73*1,5 = 46,1 МПа)

Проводится инструктаж по безопасности по ведению совмещённых работ с буровой и тампонажными бригадами.

В скважину закачивается расчетное количество буферной жидкости, опускается нижняя часть продавочной пробки типа ПП-168.

Закачивается тампонажная смесь (сначала облегченный тампонажный раствор, затем тампонажный раствор нормальной плотности). В момент достижения максимального гидростатического давления внутри обсадной колонны обсадной колонны следует не допускать образования разрежения на цементировочной головке, так как это может привести к расслоению тампонажного раствора и последующему образованию пор в цементном камне. Для предупреждения порыва колонны от гидравлического удара последние 1-1,5 м³ продавочной жидкости следует закачивать с наименьшей производительностью одним цементировочным агрегатом.

Опускается верхняя часть продавочной пробки и закачивается продавочная жидкость. Продавка тампонажного раствора начинается сразу после закачки тампонажного раствора одним цементировочным агрегатом, который обвязан с верхним отводом цементировочной головки и предварительно заправлен продавочной жидкостью (это необходимо, чтобы дать время на промывку манифольда от остатков тампонажного раствора и заправку остальных, участвующих в продавке цементировочных агрегатов продавочной жидкостью).

После посадки пробки, давление в колонне начнёт резко возрастать, что служит сигналом окончания закачки продавочной жидкости. После этого необходимо снять давление на цементировочной головке для этого все краны на цементировочной головке закрывают, а скважину оставляют в покое на срок, необходимый для превращения тампонажной смеси в тампонажный камень (ОЗЦ 24 часа).

6.4 План крепления скважины

Данные о скважине и задание на её крепление

Цель бурения: эксплуатация нефтяного пласта J₂tm;

.2 Проектная глубина забоя по вертикали: 2650 м;

.3 Глубина спуска эксплуатационной колонны: 2650 м;

.4 Глубина спуска кондуктора: 420 м;

.5 Номинальный диаметр ствола скважины: 214,3 мм;

.6 Максимальное ожидаемое пластовое давление на глубине 2650 м: 27,01 МПа;

.7 Максимальное ожидаемое давление в колонне на устье при цементировании: 19,77 МПа;

.8 Параметры бурового раствора в скважине:

-   удельный вес - 1,12 г/см³;

-        условная вязкость - 25с;

         показатель фильтрации - 4 см³/30мин;

- статическое напряжение сдвига (СНС₁/СНС₁₀) - 15 дПа;

содержание твердой фазы в растворе - 0,5%.

Подготовительные работы перед спуском эксплуатационной колонны

Под подготовительными работами понимаются следующие работы:

а) Подготовить, завести на буровую и уложить в порядке спуска в скважину обсадные трубы. Общая длина доставленных труб должна на 5% превышать длину обсадной колонны то есть 2720 + 136 (5%) = 2856 м. Трубы должны быть типа ОТТМ 168 исполнения А группы прочности «Д» (ГОСТ 632 - 80).

Ответственные: база производственного обслуживания.

б) Завести на буровую и подготовить к спуску элементы технологической оснастки эксплуатационной колонны:

Башмак БКМ-168…………..…………………………………………1 шт.

Обратный клапан ЦКОД-168-1-ОТТМ ……………………..…..…..1 шт.

ЦЦ-1-168/216-1…………………………….……………………….159 шт.

Пробка продавочная ПП-168………………………..………………..1 шт.

Ответственные: база производственного обслуживания.

в) Завести на буровую необходимое количество тампонажных материалов:

Облегченный тампонажный портландцемент типа ПЦТ-III-Об6 - 57,65т

Тампонажный портландцемент типа ПЦТ I-100 - 3,5 т

Ответственные: база производственного обслуживания, цех крепления скважин, лаборатория глинистых растворов.

г) Подготовить к работе тампонажную технику:

Цементировочные агрегаты ЦА - 320М…………………………….6 ед.

Смесительные машины УС6 - 30……………………………………2 ед.

Осреднительную ёмкость, УО-6 …………………………………......1 ед.

Блок манифольдов СИН-43..……………………………….……........1 ед.

Ответственные: цех крепления скважин.

д) Проверка состояния бурового оборудования включает в себя:

) Проверка надежности крепления, исправности буровой лебедки и ее тормозной системы (произвести замену тормозных колодок);

) Проверка исправности буровых насосов (заменить изношенные детали);

) Проверка состояния вышки и ее талевой системы (произвести замену талевого каната);

) Проверка состояния крюка, талевого блока, кронблока;

) Проверка состояния контрольно-измерительных приборов на буровой.

е) Подготовка скважины к спуску колонны.

До начала спуска колонны замерить длину каждой трубы, очистить резьбы.

Ответственный: буровой мастер.

Проверить состояние вышки, бурового оборудования, КИП, превенторов.

Ответственные: механик прокатно-ремонтного цеха бурового оборудования, буровой мастер.

Работы, выполняемые при спуске колонны в скважину

а) Порядок спуска секций обсадных труб приведён в табл.10.

б) Порядок спуска технологической оснастки

Типы и глубины установки элементов технологической оснастки обсадной колонны:

Башмак БКМ - 168…………………………………………………2720 м

Обратный клапан ЦКОД-168-1-ОТТМ ……………….…………..2708 м

Центраторы типа ЦЦ-1-168/216-1 (159 шт) устанавливаются:

в интервале 150 - 300 м (интервал набора зенитного угла): 7 центраторов через 22 м;

в интервале 300 - 2720 м (интервал стабилизации угла): 152 центратора через 16 м.

в) Свинчивание обсадных труб производить ключом АКБ. Использовать для резьбового соединения труб специальную смазку типа Р - 402 или Р - 416

г) Скорость спуска колонны до кровли должна быть не более 0,5 м/с.

д) Промежуточная промывка на глубине 1500 м производится не менее 40 минут при подаче бурового насоса 23 л/сек, промывка на забое не менее 2 - х циклов.

е) При возникновении посадок необходимо:

- восстановить циркуляцию;

произвести расхаживание колонны с промывкой.

Порядок цементирования эксплуатационной колонны

Схема расстановки и обвязки цементировочной техники и оборудования представлена на рис. 3 Приложения 1.

Последовательность операций при цементировании:

Осуществить операции по цементированию обсадной колонны в следующей последовательности:

закачать в колонну 22,77 м³ буферной жидкости;

затворить и закачать в скважину облегчённый тампонажный раствор плотностью 1600 кг/м³ объёмом 60,65 м³ , затем тампонажный раствор плотностью 1900 кг/м³ объёмом 2,59 м³;

пустить продавочную пробку и продавить цементный раствор соляным раствором в количестве 50,17 м³ до получения момента «стоп», стравить давление и оставить скважину на ОЗЦ 24 часа.

Общее руководство работам по креплению скважины эксплуатационной колонны возлагается на ведущего инженера по заканчиванию скважин.

.5 Заключительные работы и контроль качества цементирования

К технологическим операциям после цементирования скважины относятся: работы по управлению скважиной в период ОЗЦ, проведение электрометрических работ, связанных с оценкой качества цементирования, обвязка устья скважины, испытание на герметичность оборудования устья скважины и обсадных колонн.

После затвердевания цементного раствора и приобретения камнем минимально необходимой прочности проверяют качество цементирования: истинную длину зацементированного интервала, полноту вытеснения промывочной жидкости цементным раствором, а так же герметичность обсадной колонны.

Оценка качества цементирования скважин производится следующими геофизическими методами:

ОЦК - определение высоты подъема цементного раствора за колонной;

АКЦ - акустическая цементометрия, определяется “сцепление” (плотность контакта) цементного камня с колонной и породой, определение высоты подъема цемента;

ГГК (СГДТ) - определение плотности цементного камня за колонной, эксцентриситета колонны, характера заполнения затрубного пространства цементным раствором-камнем, мест размещения технологической оснастки по колонне - центраторов. ОЦК проводится на момент конца схватывания цементного раствора в точке его проектного подъема. Высота подъема цементного раствора определяется по аномалии температуры. Дополнительная информация - распределение температуры по стволу скважины. Так как при цементировании скважины применяется облегченный цементный раствор, высота подъема цементного раствора уточняется по данным АКЦ ввиду того, что облегченные цементные растворы не дают четкой температурной аномалии, вызванной гидратацией цемента.

АКЦ - метрия проводится при достижении прочности цементного камня при изгибе не менее 1 МПа. АКЦ может проводиться сразу после ОЗЦ, рекомендуемое время проведения АКЦ - через 3 суток после цементирования скважины. АКЦ - метрия в зоне размещения облегченного цементного камня должна проводиться с помощью приборов, отрегулированных на фиксацию низкопрочного цементного камня - ниже 1,0 МПа при изгибе. По данным АКЦ окончательно устанавливается высота подъема цемента.

СГДТ проводится в те же сроки, что и АКЦ - метрия. СГДТ дает удовлетворительные результаты по плотности цементного камня в том случае, если разность плотностей тампонажного раствора и бурового не менее 0,5 г/см³. Как правило, разность между плотностью цементного камня и цементного раствора за счет седиментационных процессов и гидратации цемента составляет ± 50 кг/м³. Большая разность плотностей свидетельствует о смешении бурового и тампонажного растворов. По СГДТ устанавливают также высоту подъема цемента и величину зоны смешения бурового раствора и тампонажного в том случае, если разность их исходных плотностей более 500 кг/м³.

По СГДТ определяется эксцентриситет колонны по стволу скважины. Считается центрирование колонны удовлетворительным, если эксцентриситет колонны не превышает значения 0,5. Дополнительно по СГДТ определяется фактическое размещение технологической оснастки по длине колонны.

После затвердения цементного раствора и проверки качества цементирования демонтируют устьевую воронку и обвязывают обсадную колонну с предыдущей при помощи колонной головки типа ОКК1-14-168х245 с рабочим давлением 14 МПа, обеспечивая расчётное натяжение Q_Н = 1066 кН с использованием талевой системы.

Затем скважину опрессовывают жидкостью освоения (продавочной жидкостью) давлением 95 кгс/см². В процессе испытания колонны на герметичность создаваемое внутреннее давление на трубы должно превышать на 10% возможное давление, возникающее при ликвидации флюидопроявлений и открытых фонтанов, а также при опробовании и эксплуатации скважины;

Обсадная колонна считается герметичной, если в течение 30 мин давление опрессовки снизилось не более, чем на 0,5 МПа. Наблюдение за изменением давления начинается через 5 мин после создания расчетного опрессовочного давления.

7. Испытание и освоение скважины

7.1 Вторичное вскрытие пласта

Вторичное вскрытие продуктивного пласта осуществляется после цементирования скважины и преследует собой задачу создания совершенной гидродинамической связи между скважиной и продуктивным пластом без отрицательного воздействия на коллекторские свойства призабойной зоны пласта, без значительных деформаций обсадных колонн и цементной оболочки.

Решение этой задачи обеспечивается правильным выбором условий перфорации, перфорационной среды, оптимального для данных условий типоразмера стреляющей аппаратуры и оптимальной плотности перфорации.

В настоящее время широкое распространение получило 3 вида перфорации: пулевая, кумулятивная и гидропескоструйная.

В Западной Сибири наибольшее распространение получила кумулятивная перфорация, как отвечающая оптимальным техническим требованиям по воздействию на конструкцию скважины.

Выбор перфоратора проводится по каталогу ЗАО «БашВзрывТехнологии». Наиболее подходит к условиям скважины перфорационная система ПК105-Э, техническая характеристика которой представлена в табл. 11:

Таблица 11

Техническая характеристика перфоратора ПК105-Э

Диаметр перфорационного канала равен 15 мм.

Интервал перфорации считается по формуле:

H = n/m, (103)

где: m - плотность перфорации, отверстие на 1м,

n - кол-во перфорированных отверстий;

S_тр ≤ n*S_пер*к_расх, (104)

где: S_тр - площадь трубы, n - кол-во перфорированных отверстий,

S_пер - площадь перфорации, к_расх = 0,62;

n ≤ S_тр/ S_пер* к_расх, (105)

где: S_тр = πd²/4,

d - внутренний диаметр колонны,

S_пер = πd²/4, d

диаметр перфорационного канала;

n ≤ (3,14*0,1513²/4)/ (3,14*0,015²/4)*0,62

n ≤ 0,013/0,000011*0,62

n ≤ 164

Интервал перфорации:

H = 164/12 = 14 м.

Так как рассчитанный интервал перфорации больше мощности нефтяного пласта, равной 5 м, то принимаем интервал перфорации Н = 5м.

Устье скважины перед проведением перфорации оборудуется малогабаритной превенторной установкой типа ППР 180х21.

Существует несколько разновидностей доставки перфоратора в интервал перфорирования:

1. на геофизическом кабеле;

2. на НКТ

3. в НКТ

Выбираем первый способ доставки, так как он подходит для нашего перфоратора и не требует дополнительных затрат времени и действий бригады освоения (на спуск НКТ). Перфорационную среду представляет раствор СаCl, плотностью 1,11 г/см³, которым производили продавку тампонажных растворов. Им заполняют скважину до уровня на 150 метров выше продуктивного пласта.

7.2 Вызов притока флюида (фонтанная арматура, схема обвязки, технология)

Перед тем, как приступить к вызову притока из пласта, устье скважины оборудуется фонтанной арматурой. Ещё до установки на устье скважины фонтанная арматура испытывается на давление, равное двойному рабочему давлению.

С учетом требования заказчика выбираем для герметизации устья скважины фонтанную арматуру типа АФК1 - 65х21.

Схема фонтанной арматуры представлена на рис. 6.

Под освоением скважин мы понимаем комплекс проводимых в них работ по окончании бурения, крепления и перфорации (или капитального ремонта) с целью получить при оптимальных технологических режимах работы эксплуатационного пласта максимального дебита нефти (газа) или лучшей приемистости пласта при закачке в него газа (иных флюидов).

Рис.6. Схема фонтанной арматуры: 1 - манометр; 2 - трехходовой кран; 3 - верхний буфер; 4 - запорное приспособление; 5 - тройник; 6 - штуцер; 7 - планшайба; 8 - крестовина трубной головки; 9 - верхний фланец колонной головки; 10 - нижний буфер

Процесс освоения скважины заключается в возбуждении скважины, очистке ПЗП от жидкости и прочих загрязняющих примесей, находящихся в стволе, в проведении необходимых работ с целью повысить фильтрационную характеристику призабойной зоны продуктивного пласта.

Сущность возбуждения скважины состоит в понижении давления на забой (в ПЗП), различными способами до давления меньше пластового, чтобы обеспечить приток нефти или газа в скважину.

Понижение давления у забоя скважины может быть достигнуто следующими способами:

1. заменой бурового раствора раствором меньшей плотности (разница в плотности последовательно заменяемых жидкостей не должна быть более 0,5 г/см³);

2.       заменой бурового раствора водой;

.        снижением уровня жидкости в скважине (свабирование, поршневание);

.        использованием аэрированных жидкостей и пенных систем;

.        поршневанием с подкачкой газообразного агента;

.        промывкой скважины (фонтанной) находящейся в стволе жидкостью при практическом равенстве давлений пластового и в ПЗП.

На данном месторождении вызов притока осуществляется путем добавления в скважину пенной системы для достижения депрессии.

В процессе приготовления пенообразующего раствора указанного состава необходимо соблюдать последовательность введения реагентов в раствор. Так, предварительно в пресную воду вводят пенообразователь (сульфонол или ОП-10) и перемешивают до полного его растворения, затем в водный раствор пенообразователя добавляют нефть, и все вновь тщательно перемешивают. После получения однородного состава в раствор добавляют этиленгликоль (диэтиленгликоль).

При приготовлении пенообразующего состава на основе ОП-10 содержание активного вещества в нем принимают за 100%, и тогда концентрация товарного продукта ОП-10 составит 2% согласно рецептуре.

Концентрация сульфонола в приведенной рецептуре принята из расчета содержания в нем 100% активного вещества. Однако в товарном продукте сульфонола содержится не более 20-50% активного вещества, поэтому в промысловых условиях необходимо увеличивать концентрацию сульфонола в рецептуре в зависимости от содержания в нем активного вещества.

Одним из важных условий повышения эффективности проводимого процесса является сохранение в неизменном состоянии полученной на поверхности пены в процессе ее нагнетания в скважину и последующего продавливания в пласт. Для выполнения этого используют буферные жидкости (нижняя и верхняя), в качестве которых применяется пенообразующий раствор вышеуказанного состава.

Последовательность проведения технологии освоения скважин с одновременной очисткой призабойной зоны пласта с помощью пен.

1. Имеющуюся в стволе скважины жидкость после перфорации колонны заменяют на водный раствор ПАВ с концентрацией 0,1-0,2% (по активному веществу). Замену осуществляют прямой промывкой. Нагнетание водного раствора ПАВ в НКТ обеспечивает контакт минимального количества жидкости со вскрытой толщиной пласта.

2.       После полной замены жидкости на водный раствор ПАВ в НКТ нагнетают 1-2 м³ пенообразующего раствора, затем закачивают пену и поверх пены вновь нагнетают 1-2 м³ пенообразующего раствора. Таким образом, пена движется в НКТ, находясь между двумя буферными жидкостями.

3. Задвижку в затрубном пространстве закрывают только тогда, когда половина нижней буферной жидкости окажется в затрубном пространстве. После этого начинается продавливание в пласт находящейся в НКТ второй половины нижней буферной жидкости, заданного объема пены и всего объема верхней буферной жидкости водным раствором ПАВ концентрацией 0,1-0,2%.

4. Объемы нижней и верхней буферных жидкостей (пенообразующий раствор, из которого образуют пену для нагнетания в пласт) в каждом конкретном случае определяют опытным путем.

5. Поскольку освоение скважин обычно проводят компрессорами типа УКП-80, то объем нагнетаемой в пласт пены для очистки его и степень аэрации определяют в зависимости от приемистости ПЗП, величины пластового давления и состояния эксплуатационной колонны. Степень аэрации может колебаться в пределах 0,5-2,0 в пластовых условиях, а объем пены в пересчете на пенообразующий раствор составит 3 - 10 м³.

. После нагнетания в пласт пены и буферных жидкостей скважину оставляют под давлением в течение 1-3 ч.

7. По истечении указанного времени приступают к работам по вызову притока жидкости и газа из пласта.

Принимаем частичный цикл закачки пены на данном месторождении с использованием одного ЦА-320М, одного компрессора СД 9/101 и эжектора жидкостно-газового по ГОСТ 2405-80.

В качестве пенообразователя используем сульфанол по ТУ 6-01-862-73. Объём пенообразующей жидкости - 9,1 м³, степень аэрации - 50, давление закачки жидкости 9 МПа. Количество сульфанола - 0,5% от объёма пенообразующей жидкости (46 кг). Пенная система закачивается в межтрубное пространство; при этом компрессор работает с максимальной производительностью. По окончании закачки производится самоизлив пены - до начала фонтанирования (не менее 1,5 часа). Очистка призабойной зоны скважины в режиме фонтанирования - 8 часов.

Технологическая схема вызова притока изображена на рис. 4 Графического Приложения 1.

8. Мероприятия по охране окружающей среды

Строительство скважин, как правило, сопровождается отрицательным воздействием на объекты природной среды. С целью исключения или сведения к минимуму вредного воздействия буровых работ на окружающую среду при строительстве вертикальных и наклонно-направленных скважин Пинджинского месторождения предусмотрен комплекс специальных мероприятий по охране окружающей природной среды.

Соблюдение природоохранных требований и контроль за их реализацией непосредственно при строительстве скважин возлагаются на производственную экологическую службу подрядчика буровых работ.

Общее руководство организацией работ по выполнению и контролю выполнения природоохранных мероприятий при строительстве скважин в соответствии с требованиями законодательных актов, нормативных документов и контрактных обязательств осуществляет руководитель или главный инженер подрядчика буровых работ.

Бурение скважин при определенных условиях может сопровождаться:

-  загрязнением почв, грунтов, подземных вод, поверхностных водоемов и водотоков химическими реагентами, ГСМ, а также пластовыми флюидами (на стадии освоения скважины);

-       загрязнением атмосферного воздуха отработанными газами двигателей внутреннего сгорания привода электростанций, продуктами сгорания топлива в котельной и ГТПУ, легкими углеводородами от испарения ГСМ, нефти и химреагентов, находящихся в металлических емкостях;

-       физическим нарушением почвенно-растительного покрова и грунтов на буровой площадке и по трассам линейных сооружений (дорог, ЛЭП);

-       изъятием водных ресурсов и т.д.

Основные возможные источники и виды негативного воздействия на окружающую природную среду при строительстве скважин следующие:

-  автодорожный транспорт, строительная техника;

-       блок приготовления бурового раствора, устье скважины, циркуляционная система, система сбора отходов бурения;

-       буровые растворы, материалы и реагенты для их приготовления и обработки;

-       отходы бурения: отработанный буровой раствор (ОБР), буровые сточные воды (БСВ) и буровой шлам (БШ);

-       тампонажные растворы, материалы и реагенты для приготовления и обработки тампонажных растворов;

-  горюче-смазочные материалы;

-       минерализованные воды проявляемых пластов и продукты освоения скважины (нефть, газ, высокоминерализованные воды);

-       хозяйственно-бытовые жидкие и твердые отходы;

-       загрязненные ливневые сточные воды;

-       перетоки пластовых флюидов по заколонному пространству скважины из-за некачественного цементирования колонн, несоответствия конструкции скважины геолого-техническим условиям разреза и перетоки по нарушенным обсадным колоннам;

-  продукты аварийных выбросов скважины (пластовый флюид, смесь пластового флюида с буровым или тампонажным раствором).

Требования к площадке бурения скважины:

Размеры площадки для строительства скважины должны быть определены с учетом размещения основного и дополнительного бурового эксплуатационного оборудования, прокладки технологических трубопроводов из условия одновременного проведения буровых работ, освоения и эксплуатации скважин в соответствии с РД 08-435-02, монтажной и демонтажной зоны бурового станка и типовых схем обустройства площадок скважин. Должны быть учтены также требования "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности" (2003г.), "Правил пожарной безопасности" (ППБ-93 с изменениями и дополнениями) и экономические соображения.

Для защиты окружающей территории от загрязнения по всему периметру площадки бурения скважины должно быть предусмотрено устройство вала из минерального грунта высотой не менее 1м и шириной по верху 0,5м, по основанию - 2м, уклоны от 1:1,5 до 1:2. С целью недопущения размыва внешняя сторона обвалования должна быть укреплена слоем разложившегося торфа.

Для обеспечения защиты почв, поверхностных и подземных вод в период строительства и эксплуатации скважин площадка бурения должна иметь в пределах рабочей зоны гидроизоляцию из изолирующего пленочного покрытия, например, "Теплонит", а также устройство в основании насыпи кустовой площадки противофильтрационного экрана из недренирующих фунтов.