Заканчивание эксплуатационной скважины

Министерство образования и науки РФ Иркутский государственный технический университет Кафедра: «Нефтегазовое дело».

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА к курсовому проекту по дисциплине: 1.010.00.00-ПЗ «Заканчивание скважин».

Тема:

Заканчивание эксплуатационной скважины Выполнил: Ким А.Е.

студент группы НБс-10−1.

Руководитель: Гриб П.С.

Иркутск 2013 г.

Задание на курсовой проект.

Тема проекта: «Заканчивание эксплуатационной скважины».

Студенту: Ким А.Е.

Исходные данные:

Рекомендуемая литература:

1. РД. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин.- М.: ВНИИБТ, 1997. — 194 с.

3. РД. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБ 08−624−03) серия 08. Выпуск 4. Колл. авт.- М.: Федеральное государственное унитарное предприятие «Научно-технический центр по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России», 2004. — 312 с.

4. Учебное пособие / В. П. Овчинников, В. Г. Кузнецов, О. В. Нагарев, Т. А. Ованесянц. — Тюмень: Экспресс, 2008. — 347 с.

5.Басарыгин Ю. М., Булатов А. И., Проселков Ю. М. М.: Недра-Бизнесцентр, 2002. — 667 с.

Графическая часть.

• Введение
• 1. Геологическая часть
• 1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины
• 1.2 Геологические условия проводки скважины
• 1.3 Нефтегазоносность по разрезу скважины
• 1.4 Возможные осложнения по разрезу скважины
• 2. Проектирование конструкции скважины
• 3. Расчет обсадных колонн
• 3.1 Расчет кондуктора
• 3.2 Расчет направления
• 3.3 Расчет технической колонны
• 3.4 Расчет эксплуатационной колонны
• 4. Цементирование скважин
• 4.1 Расчет цементирования направления
• 4.2 Расчет цементирования кондуктора
• 4.3 Расчет цементирования технической колонны
• 4.4 Расчет цементирования эксплуатационной колонны
• 5. Технологическая оснастка обсадных колонн
• 6. Подготовка буровой установки к креплению скважины
• 7. Подготовка обсадных труб
• 8. Подготовка скважины к спуску обсадных труб
• 9. Испытание скважины на продуктивность
• Заключение
• Список использованных источников
• Введение
• Крепление скважины - заключительная операция ее проводки, предназначена для укрепления стенок скважины, обеспечения длительной изоляции пластов друг от друга и от дневной поверхности.
• Процесс крепления скважин включает в себя подготовительные работы к креплению и технологические операции по креплению скважин. В подготовку обсадных труб входит проверка качества их изготовления и обеспечение сохранности при транспортировании к месту проведения работ и погрузо-разгрузочных операциях, а также при их перемещении на буровой.
• Обсадные трубы проходят следующие виды контрольных испытаний и обследований:
• — визуальное обследование доставленных на буровую труб;
• — шаблонирование, проверку состояния резьбы трубы над устьем скважины — во время спуска обсадной колонны.
• Завод-изготовитель при проверке качества готовой продукции проводит гидравлические испытания обсадных труб. Каждая труба поступает на испытание с навинченной и закрепленной муфтой.
• В процессе испытания колонн на герметичность способом опрессовки создаваемое внутреннее давление на трубы должно превышать не менее, чем на 10% возможное давление, возникающее при ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, а так же при опробовании и эксплуатации скважины. Колонна считается герметичной, если в течение 30 минут давление опрессовки снизилось не менее чем на 0,5 МПа.
• На трубно-инструментальной базе бурового предприятия все трубы, прошедшие осмотр и инструментальный контроль, подвергают гидравлическим испытаниям на специальных стендах. Предельное давление при испытании определяют в зависимости от ожидаемых максимальных давлений. Для эксплуатационных и промежуточных колонн оно должно превышать ожидаемое внутреннее избыточное давление на 5−20%, Но при этом давление испытания не должно превышать допустимых значений. Трубу выдерживают под максимальным давлением не менее 10 с и слегка обстукивают ее поверхность вблизи муфты. Труба признается годной, если не обнаруживается никаких следов проникания влаги изнутри. У прошедшей испытания трубы на прочищенные и смазанные резьбы навинчивают специальные предохранительные колпаки для их защиты от повреждения при транспортировке на буровую.
• Расчет колонн производится по «Инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин»
• 1. Геологическая часть

1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины.

Данные для заполнения таблиц 1.1−1.4 получены из анализа промыслового материала по ранее пробуренным скважинам на Даниловской и соседних площадях (Могдинская, Санарская, Преображенская, Верхнечонская), результатов бурения скважин Могдинская № 6, № 7, № 8, Восточно-Сугдинская № 1, № 2, Санарская № 4, № 5, Преображенская № 4, № 5, Западно-Чонская № 1.

Таблица 1.1.

Прогнозный стратиграфический разрез скважины, элементов залегания и коэффициентов кавернозности пластов.

1.2 Геологические условия проводки скважины.

Таблица 1.2.

Геологические условия проводки скважины.

1.3 Нефтегазоносность по разрезу скважины.

Таблица 1.3.

Нефтеносность.

Таблица 1.4.

Газоносность.

1.4 Возможные осложнения по разрезу скважины.

Таблица 1.5.

Поглощения бурового раствора и прочие осложнения.

2. Проектирование конструкции скважины.

Расчёт диаметров обсадных колонн и буровых долот Расчет диаметров обсадных колонн и буровых долот 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.

Диаметр скважины под эксплуатационную колонну рассчитывается с учетом габаритного размера колонны (по муфтам) и рекомендуемого зазора между муфтой и стенками скважины.

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.

Внутренний диаметр эксплуатационной колонны.

По ГОСТ 632–80 выбираем обсадную колонну мм. c толщиной стенки мм. и диаметром муфты мм.

Рассчитываем диаметр долота исходя из формулы.

(1).

Где — радиальный зазор между стенками скважины и обсадной колонной;

— наружный диаметр муфты обсадной трубы.

По ГОСТ 20 692– — 75 принимаем ближайший диаметр долота, в сторону увеличения.

выбирают в зависимости от наружного диаметра обсадных колонн по таблице 2.1.

Таблица 2.1.

Выбор радиального зазора между стенками скважины и обсадной колонной.

Определяем диаметр породоразрушающего инструмента для бурения под эксплуатационную колонну Принимаем ближайший стандартный диаметр породоразрушающего инструмента 200 мм. По ГОСТ 20 692–75.

Определяем внутренний диаметр промежуточной колонны по формуле:

(2).

где (5−10) — зазор для свободного прохода долота.

По ГОСТ 632–80 принимаем ближайший стандартный диаметр 244,5 мм; наружный диаметр муфты 269,9 мм.

Определяем диаметр породоразрушающего инструмента для бурения под промежуточную колонну:

По ГОСТ 20 692–75 принимаем ближайший стандартный диаметр породоразрушающего инструмента 295,3 мм.

Определяем внутренний диаметр кондуктора По ГОСТ 632–80 принимаем ближайший стандартный диаметр 323,9 мм; наружный диаметр муфты 351,0 мм.

Определяем диаметр породоразрушающего инструмента для бурения под кондуктор:

По ГОСТ 20 692–75 принимаем ближайший стандартный диаметр породоразрушающего инструмента 393,7 мм.

Определяем внутренний диаметр направления:

По ГОСТ 632–80 принимаем ближайший стандартный диаметр 426 мм; наружный диаметр муфты 451 мм.

Определяем диаметр породоразрушающего инструмента для бурения под направление:

Принимаю виртуальный диаметр породоразрушающего инструмента 490 мм.

Определяем диаметр долота для бурения интервала под хвостовик:

По ГОСТ 20 692–75 принимаем ближайший стандартный диаметр породоразрушающего инструмента 114,3 мм.

Определяем наружный диаметр хвостовика:

По ГОСТ 633–80 принимаем ближайший стандартный диаметр 114,3 мм с диаметром муфты 133,0 мм.

Таблица 2.2.

Сводная таблица конструкции скважины.

3. Расчет обсадных колонн.

3.1 Расчет направления.

В связи с низкой глубиной спуска расчет направления на прочность не производиться.

Вес колонны определяется по формуле.

(3).

где q — вес одного погонного метра трубы, применяемого диаметра, и толщиной стенки q = 104,4 кг/м.

l — глубина спуска трубы, м.

3.2 Расчет кондуктора.

В связи с отсутствием зон ГНВП и незначительной глубиной спуска расчет кондуктора на прочность не производится.

Вес колонны определяется по формуле 3.

3.3 Расчет технической колонны.

Исходные данные:

L = 1850 м. — глубина спуска.

H_ц = 0 м. — высота поднятия цемента в заколонном пространстве (цементируется до устья).

L₀ = 470 м, расстояние до проницаемого горизонта.

Пластовое давление на .

Плотности жидкостей:

с_ц = 1,82 г/см³.

с_р= с_ос=1,2 г/см³.

г=0,85 -плотность нефти.

м=0,8 — коэффициент сжимаемости газа.

n₁= (наружное давление) = 1.

n₂=(внутреннее давление) = 1,15.

n₃=(растяжение) = 1,45.

Т_газа = 52 С.

3.3.1 Построение эпюр внутренних давлений.

1. Минимальное внутренние давление, при фонтанировании газом с глубины.

где г — плотность газа по воздуху, г = 0,6;

P_пл — пластовое давление на глубине 1850 м;

Z — проекция скважины на вертикаль, м.

L_ГНВП — глубина проявляющего горизонта, м;

где H_т.к. — глубина спуска технической колонны, м;

L₀ — расстояние до проницаемого горизонта, L₀ = 470 м;

2. Максимальное внутренне давление при закрытом устье после открытого фонтанирования.

где Р_пл — давление пластовое на глубине 2320 м;

e^S — показатель степени;

где L — расстояние до проявляющего горизонта, м;

Z — проекция на вертикаль, м.

г — плотность газа по воздуху.

Z = 1850; L = 2320.

Z = 0; L = 2320.

3.3.2 Определение максимального внутреннего давления при окончании цементирования, и сохранении его на устье при ОЗЦ.

H = 0; Z = 0.

где г_ц — плотность цементного раствора;

г_р — плотность раствора.

где В/Ц — водоцементное соотношение, В/Ц = 0,4;

с_ц — плотность сухого цемента, с_ц =3,0 г/см³;

с_в — плотность жидкости затворения, с_в = 1,0 г/см³.

Z = 0.

Z = L = 1850.

Рисунок 3.3.2.1 — Эпюры внутренних давлений.

3.3.3 Определение наружного давления при углублении скважины после ОЗЦ.

Z = 0.

Z=L=1850 МПа.

3.3.4 Определение наружных давлений при окончании цементирования.

Z = h = 0.

Z = L =1850.

Рисунок 3.3.4.1 — Эпюры наружных давлений.

3.3.5 Построение эпюр избыточных наружных давлений при окончании цементирования.

Z = 0.

Давление на башмаке.

Z = 1850.

3.3.6 Рассчитываем избыточные давления в процессе дальнейшего углубления скважины.

Z =0.

Z =L =1850.

Рисунок 3.3.6.1 — Эпюры избыточных наружных давлений.

3.3.7 Построение эпюр избыточных внутренних давлений. при закрытом устье после открытого фонтанирования газом.

Z =0.

Z =L=1850.

где P_г._р — гидростатика раствора.

Р_г.г — гидростатика газа.

3.3.8 Построение эпюр избыточных внутренних давлений при испытании на герметичность в один прием без пакера.

Z = 0.

Z = L = 1850.

Рисунок 3.3.7.1 — Эпюры избыточных внутренних давлений.

3.3.9 Выбор труб и расчет технической колонны.

ГОСТ 632–80.

Выбираем трубы по для которых Р_т (придел текучести) больше чем.

N₂=1.15.

По ГОСТ 632–80 выбираем трубы диаметром 244,5 мм.

Параметры:

Ркрит = 29,9 МПа Предел текучести P_т=37,4 МПа вес 1 метра q = 0,789 кН Длина колонны L=1850 м Вес колонны:

Q=L*q=1850*0,789=1459,7 кН Параметры труб:

3.4 Расчет эксплуатационной колонны.

г_ц = 1,85.

г_р =1,2.

г_ж.и. =1.

г_г = 0,85.

n₁ = 1,1.

n₂ = 1,15.

n₃= 1,15.

m — 0,8 -коэффициент сжимаемости газа Р_пл = 40 МПа Р_к.э = 1 МПа Т_у = 1? C.

Т_L = 52 C.

Т_ср = 26,5 C.

L — 2900 — глубина спуска.

H_п.г — 3200ч3267 м — продуктивный горизонт.

3.4.1 Построение эпюр внутренних давлений в период ввода скважины в эксплуатации.

где Р_пл — давление пластовое, Р_пл = 44МПа;

e^S — показатель степени;

где Lдлина колонны, м;

Z — проекция на вертикаль, м.

г — плотность газа по воздуху.

M — коэффициент сжимаемости 0,8.

Т_ср — средняя температура.

Z= 0;

L = 2900.

Исходя из этого при z = 1450 м:

Р_{конца эксплуатации} =1 Мпа Рисунок 3.4.1.1 — Эпюры внутренних давлений.

3.4.2 построение эпюр наружных давлений в период ввода скважины в эксплуатацию.

Где г_р — плотность раствора г_ц— плотность цемента.

Z — проекция скважины на вертикаль.

kкоэффициент разгрузки цементного кольца.

P_пл— пластовое давление.8.

Z = 0.

Z = 1450.

Z = 2900.

Рисунок 3.4.2.1 — Эпюра наружных давлений.

3.4.3 Построение эпюр избыточных наружных давлений по окончании эксплуатации.

при Z=0м, при Z=1200м, при Z=2900м, Рисунок 3.4.3.1 — Эпюра избыточных наружных давлений.

3.4.4 Построение эпюр избыточных внутренних давлений при испытании скважины на герметичность.

Z = 0.

Z = 2900.

3.5 Выбор труб и расчет эксплуатационной колоны.

ГОСТ 632–80.

Выбираем трубы по для которых Р_т (предел текучести) больше чем с учетом N₂=1.15.

По ГОСТ 632–80 выбираем трубы диаметром 139,7 мм.

Рисунок 3.4.4.1 — Эпюра избыточных внутренних давлений Параметры:

Ркрит=34,2 МПа Предел текучести P_т=57 МПа вес 1 метра q= 0,251 кН Длина колонны L=2900 м Вес колонны: Q=L*q=2900*0,251=727,9 кН Таблица 3.5.1.

Параметры труб.

4. Цементирование скважин.

Тампонажные материалы применяются для крепления скважин, изоляции зон поглощения бурового раствора, установки цементных мостов при испытании пластов на продуктивность. Для этих целей используются тампонажные портландцементы производимые согласно ГОСТ 1581–85.

Тампонажные цементы подразделяют на цемент с минеральными добавками и бездобавочный; по температуре применения — для холодных и горячих скважин; по средней плотности тампонажного цементного теста подразделяются на облегченные, нормальные и утяжеленные. Тампонажные цементы разделяются по степени устойчивости к воздействию агрессивных пластовых вод:

— устойчивые к сульфатным пластовым водам;

— устойчивые к углекислым и сероводородным водам;

— устойчивые к магнезиальным пластовым водам;

— устойчивые к полиминеральным пластовым водам.

Сроки схватывания тампонажных цементов должны соответствовать требованиям ГОСТ 2581–85.

Предпочтительность выбора типа тампонажного материала диктуется конкретными условиями бурения скважины.

При расчете одноступенчатого цементирования определяют:

1. Количество сухого тампонажного материала,.

2. Количество воды для затворения,.

3. Объем продавочной жидкости,.

4. Максимальное давление в конце процесса цементирования,.

5. Необходимое количество смесительных машин и цементировочных агрегатов. нефтегазоносность скважина буровой обсадной.

6. Время, необходимое для проведения всего процесса цементирования.

Качество цементирования зависит от того, как очищен ствол от глинистой корки и др.

Для повышения качества цементирования необходимо предусматривать применение буферной жидкости, которая выполняет следующие функции:

— отделение тампонажного раствора от промывочной жидкости и предотвращение образования густых труднопрокачиваемых смесей,.

— увеличение полноты замещения промывочной жидкости тампонажного раствора,.

— способствование разрушения фильтрационных глинистых корок на стенках скважины.

В качестве буферной жидкости: водные растворы солей NaCl, CaCl; щелочи NaOH и ПАВ (сульфанол).

4.1 Расчет цементирования направления.

Д_д = 0,590 м Д_о.к = 0,508 м г_ц = 1,85.

В/Ц = 0,5.

h = 50 м.

k_ц = 1.05 — потери цемента.

k_к = 1.1.

1. Расчет количества тампонажного раствора где k_к — коэффициент кавернозности, k_к = 1,1.

D_c — диаметр скважины, м Д_н — наружный диаметр, Д_н = 0,508 м.

H_ц — интервал цементирования, м.

h_ц — высота цементного стакана, м.

2. Определяем количество сухого цемента где k_ц — потери цемента, К_ц = 1,05;

m — водоцементное соотношение, m = 0,5;

г_ц — плотность цементного раствора;

V_ц— требуемый объем цементного раствора, V_ц =4,9.

3. Определяем количество воды где k_в — коэффициент учитывающий потери воды, k_в = 1,1;

г_в — плотность воды, г_в = 1000 кг/м³;

4. Определяем объем продавочной жидкости где d_вн — внутренний диаметр направления, м.

H — длинаколонны, м.

h_ц.ст — высота цементного стакана, h_ц.ст = 10 м.

5. Определяем давление в конце цементирования.

Применяем цементировочную головку ГЦУ 426 — 10.

Должно выполняться условие P₁? [P₁].

где P₁ — давление в конце цементирования, МПа;

[P₁] - максимальное давление в цем. головке, [P₁] = 10 МПа.

P_гс — давление необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений.

h_ц — высота поднятия цемента, м.

h_ц.ст — высота цементного стакана, h_ц.ст = 10 м г_ц — плотность цементного раствора;

г_р — плотность промывочной жидкости.

МПа.

1,1? 10.

Условие P₁? [P₁]выполняется.

6. Давление на цементировочном агрегате Должно выполняться условие P₂? [P₂].

где P₂ — давление в конце цементирования, МПа;

[P₂] - давление, развиваемое цем. агрегатом на IV, [P₂] = 6 МПа.

P₂? [P₂] -условие выполняется.

7. Давление на забое в момент окончания цементирования где H — высота поднятия цемента за колонной, м г_ц — плотность цементного раствора, кг/м³;

8. Определяем подачу насосов Скорости течения цементного раствора в кольцевом пространстве v_в выбирается исходя из:

а) если в скважине возможно поглощение, то скорость восходящего потока vв принимается равной скорости течения бурового раствора в кольцевом пространстве за УБТ в процессе последнего рейса;

б) если поверхность поглощения отсутствует, то скорость v_в за кондукторами и промежуточными колоннами берется равной не менее 1,5 м/с, а для эксплуатационных колонн не менее 1,8ч2,0 м/с. Принимаем v_в = 0,5 м/с и находим требуемую подачу цементировочных агрегатов для обеспечения этой скорости:

Где v_в-скорость течения цементного раствора;

Д_с— диаметр скважины;

d_н — наружный диаметр колонны.

Для цементировочного агрегата 320 М производительность на IV скорости Q_IV = 14.5 дм³/с при диаметре втулки 125 мм, а давление РIV = 6 МПа, т. е. заданный режим (по давлению) обеспечится при использовании этого цементировочного агрегата.

9. Определяем количество цем. агрегатов где Q — необходимая подача насосов.

Q_i= подача развиваемая 1 цем. агрегатом.

10. Находим необходимое число цементосмесительных машин где Q_ц — масса сухого цемента, Q_ц = 10,5 т.

V_бун — вместимость бункера цементосмесительной машины, для цементосмесительной машины 2СМН-20, V_бун = 14 м³;

с_ж — насыпная масса цемента, 1,2 кг/м³.

Таким образом, выбираем одну машину, тогда подача насосов при закачивании тампонажного раствора составит:

где q_п — подача насоса в цементно-смесительную машину (14,5 л/с);

n_c — количество машин.

11. Предусматриваем закачивание 0,98 объема продавочного раствора с помощью n-1, 2−1 = 1 агрегат (ЦА-320М) при подаче QIV = 14.5 дм³/с. Оставшиеся 0,02 объема продавочного раствора будут закачиваться одним агрегатом при QIV =14.5 дм³/с, что необходимо для ловли момента «стоп» момента посадки верхней разделительной пробки на упорное кольцо.

12. Определяем продолжительность цементирования где V_ц-объем цементного раствора;

V_пр — объем жидкости продавки;

n — количество цем. агрегатов.

13. Определяем продолжительность процесса продавливания.

14. Определяем общее время цементирования.

4.2 Расчет цементирования кондуктора.

1. Расчет количества тампонажного раствора.

где k_к — коэффициент кавернозности, k_к = 1,1.

D_c — диаметр скважины, D_c = 0,3937 м Д_н — наружный диаметр, Д_н = 0,3239 м.

H_ц — интервал цементирования, H_ц = 300.

h_ц — высота цементного стакана, h_ц =10 м.

2. Определяем количество сухого цемента где k_ц — потери цемента, К_ц = 1,05;

m — водоцементное соотношение, m = 0,45;

г_ц — плотность цементного раствора;

V_ц— требуемый объем цементного раствора, V_ц = 16,28.

3. Определяем количество воды где k_в — коэффициент учитывающий потери воды, k_в = 1,1;

г_в — плотность воды, г_в = 1000 кг/м³;

4. Определяем объем продавочной жидкости где d_вн — внутренний диаметр кондуктора, м.

H — длина колонны, м.

h_ц.ст — высота цементного стакана, h_ц.ст = 10 м.

5. Определяем давление в конце цементирования.

Применяем цементировочную головку ГЦУ 426 — 10.

Должно выполняться условие P₁? [P₁].

где P₁ — давление в конце цементирования, МПа;

[P₁] - максимальное давление в цем. головке, [P₁] = 10 МПа.

P_гс — давление необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений.

h_ц — высота поднятия цемента, м.

h_ц.ст — высота цементного стакана, h_ц.ст = 10 м г_ц — плотность цементного раствора;

г_р — плотность промывочной жидкости.

МПа.

1,89? 10.

Условие P₁? [P₁]выполняется.

6. Давление на цементировочном агрегате Должно выполняться условиеP₂? [P₂].

где P₂ — давление в конце цементирования, МПа;

[P₂] -давление, развиваемое цем. агрегатом, [P₂] = 32 МПа.

7. Давление на забое в момент окончания цементирования Где H — высота поднятия цемента за колонной, м г_ц — плотность цементного раствора, кг/м³;

8. Определяем подачу насосов Где v_в-скорость течения цементного раствора;

Д_с — диаметр скважины;

d_н — наружный диаметр колонны.

Для цементировочного агрегата 320 М производительность на IV скорости Q_IV = 14.5 дм³/с при диаметре втулки 125 мм, а давление Р_IV = 6 МПа, т. е. заданный режим (по давлению) обеспечится при использовании этого цементировочного агрегата.

9. Определяем количество цем. агрегатов где Q — необходимая подача насосов.

Q_i= подача развиваемая 1 цем. агрегатом.

10. Находим необходимое число цементосмесительных машин где Q_ц — масса сухого цемента, Q_ц = 39,37 т.

V_бун — вместимость бункера цементосмесительной машины, для цементосмесительной машины 2СМН-20, V_бун = 14 м³;

с_ж — насыпная масса цемента, 1,2 кг/м³.

11. Предусматриваем закачивание 0,98 объема продавочного раствора с помощью n-1, 4−1 = 3 агрегатов (ЦА-320М) при подаче Q_IV = 14.5 дм3/с. Оставшиеся 0,02 объема продавочного раствора будут закачиваться одним агрегатом при Q_IV =14.5 дм³/с, что необходимо для ловли момента «стоп» момента посадки верхней разделительной пробки на упорное кольцо.

12. Определяем продолжительность цементирования где V_ц-объем цементного раствора;

V_пр — объем жидкости продавки;

n — количество цем. агрегатов.

13. Определяем продолжительность процесса продавливания.

14. Определяем общее время цементирования.

4.3 Расчет цементирования технической колонны.

1. Расчет количества тампонажного раствора.

где k_к — коэффициент кавернозности, k_к = 1,15.

D_c — диаметр скважины, D_c = 0,2953 м Д_н — наружный диаметр, Д_н = 0,2445 м.

H_ц — интервал цементирования, H_ц = 1850.

h_ц — высота цементного стакана, h_ц =10 м.

2. Определяем количество сухого цемента где k_ц — потери цемента, К_ц = 1,05;

m — водоцементное соотношение, m = 0,4;

г_ц — плотность цементного раствора;

V_ц— требуемый объем цементного раствора, V_ц =53,67.

3. Определяем количество воды где k_в — коэффициент учитывающий потери воды, k_в = 1,1;

г_в — плотность воды, г_в = 1000 кг/м³;

4. Определяем объем продавочной жидкости где d_вн — внутренний диаметр колонны, м.

H — длина колонны, м.

h_ц.ст — высота цементного стакана, h_ц.ст = 10 м.

5. Определяем давление в конце цементирования.

Применяем цементировочную головку ГЦУ 219 — 32.

Должно выполняться условие P₁? [P₁].

где P₁ — давление в конце цементирования, МПа;

[P₁] - максимальное давление в цем. головке, [P₁] = 32 МПа.

P_гс — давление необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений.

h_ц — высота поднятия цемента, м.

h_ц.ст — высота цементного стакана, h_ц.ст = 10 м г_ц — плотность цементного раствора;

г_р — плотность промывочной жидкости.

МПа.

11,96? 32.

Условие P₁? [P₁] выполняется.

6. Давление на цементировочном агрегате Должно выполняться условие P₂? [P₂].

где P₂ — давление в конце цементирования, МПа;

[P₂] -давление, развиваемое цем. агрегатом на III скорости с диаметром втулки 125 мм, [P₂] = 10 МПа.

7. Давление на забое в момент окончания цементирования Где H — высота поднятия цемента за колонной, м г_ц — плотность цементного раствора, кг/м³;

8. Определяем подачу насосов Где v_в-скорость течения цементного раствора;

Д_с— диаметр скважины;

d_н — наружный диаметр колонны.

Для цементировочного агрегата 320 М производительность на Ш скорости Q_III = 8,1 дм³/с при диаметре втулки 125 мм, а давление Р_III = 10 МПа, т. е. заданный режим (по давлению) обеспечится при использовании этого цементировочного агрегата.

9. Определяем количество цем. агрегатов где Q — необходимая подача насосов.

Q_i= подача развиваемая 1 цем. агрегатом.

10. Находим необходимое число цементосмесительных машин где Q_ц — масса сухого цемента, Q_ц = 74,02 т.

V_бун — вместимость бункера цементосмесительной машины, для цементосмесительной машины 2СМН-20, V_бун = 14 м³;

с_ж — насыпная масса цемента, 1,2 кг/м³.

11. Предусматриваем закачивание 0,98 объема продавочного раствора с помощью n-1, 5−1 = 4 агрегатов (ЦА-320М) при подаче Q_IV = 8,1 дм³/с. Оставшиеся 0,02 объема продавочного раствора будут закачиваться одним агрегатом при Q_IV =8,1 дм³/с, что необходимо для ловли момента «стоп» момента посадки верхней разделительной пробки на упорное кольцо.

12. Определяем продолжительность цементирования где V_ц-объем цементного раствора;

V_пр — объем жидкости продавки;

n — количество цем. агрегатов.

13. Определяем продолжительность процесса продавливания.

14. Определяем общее время цементирования.

4.4 Расчет цементирования эксплуатационной колонны.

Для крепления эксплуатационной колонны целесообразно применение двухступенчатого цементирования, в связи с недопущением гидроразрыва пласта. При цементировании первой ступени, предусматриваем высоту поднятия цемента в затрубном пространстве на высоту 500 м. При цементаже второй ступени подъем цемента производим до устья.

Исходные данные:

Д_д = 200,0 мм.

Д_ок = 139,7 мм.

d_в = 124,0 мм.

г_ц=1,85 г/см³.

г_р =1,2 (г/см³).

В/Ц = 0,5.

H = 2900 м.

k_ц= 1.05 — потери цемента.

k_к=1.1.

4.4.1 Расчет цементирования первой ступени.

1. Расчет количества тампонажного раствора.

где k_к — коэффициент кавернозности, k_к = 1,1.

D_c — диаметр скважины, D_c = 0,200 м Д_н — наружный диаметр, Д_н = 0,1397 м.

H_ц — интервал цементирования, H_ц = 500.

h_ц — высота цементного стакана, h_ц =10 м.

2. Определяем количество сухого цемента где k_ц — потери цемента, К_ц = 1,05;

m — водоцементное соотношение, m = 0,5;

г_ц — плотность цементного раствора;

V_ц— требуемый объем цементного раствора, V_ц = 12,3.

3. Определяем количество воды где k_в — коэффициент учитывающий потери воды, k_в = 1,1;

г_в — плотность воды, г_в = 1000 кг/м³;

4. Определяем объем продавочной жидкости где d_вн — внутренний диаметр колонны, м.

H — длина колонны, м.

h_ц.ст — высота цементного стакана, h_ц.ст = 10 м.

5. Определяем давление в конце цементирования.

Применяем цементировочную головку ГЦУ 140 — 40.

Должно выполняться условиеP₁? [P₁].

где P₁ — давление в конце цементирования, МПа;

[P₁] - максимальное давление в цем. головке, [P₁] = 40 МПа.

P_гс — давление необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений.

h_ц — высота поднятия цемента, м.

h_ц.ст — высота цементного стакана, h_ц.ст = 10 м г_ц — плотность цементного раствора;

г_р — плотность промывочной жидкости.

МПа.

4,49? 40.

Условие P₁? [P₁]выполняется.

6. Давление на цементировочном агрегате Должно выполнятся условиеP₂? [P₂].

где P₂ — давление в конце цементирования, МПа;

[P₂] -давление развиваемое цем. агрегатом на III скорости с диаметром втулки 115 мм, [P₂] = 6 МПа.

7. Давление на забое в момент окончания цементирования Где H — высота поднятия цемента за колонной, м г_ц — плотность цементного раствора, кг/м³;

h_бр — высота столба буровецкого раствора за колонной.

8. Определяем подачу насосов Где v_в-скорость течения цементного раствора;

Д_с— диаметр скважины;

d_н — наружный диаметр колонны.

Для цементировочного агрегата 320 М производительность на Ш скорости Q_III = 14 дм³/с при диаметре втулки 115 мм, а давление Р_III = 6 МПа, т. е. заданный режим (по давлению) обеспечится при использовании этого цементировочного агрегата.

9. Определяем количество цем. агрегатов где Q — необходимая подача насосов.

Q_i= подача развиваемая 1 цем. агрегатом.

10. Находим необходимое число цементосмесительных машин где Q_ц — масса сухого цемента, Q_ц = 12,8 т.

V_бун — вместимость бункера цементосмесительной машины, для цементосмесительной машины 2СМН-20, V_бун = 14 м³;

с_ж — насыпная масса цемента, 1,2 кг/м³.

11. Предусматриваем закачивание 0,98 объема продавочного раствора с помощью n-1, 2−1 = 1 агрегат (ЦА-320М) при подаче Q_IV = 14 дм³/с. Оставшиеся 0,02 объема продавочного раствора будут закачиваться одним агрегатом при Q_IV =14 дм³/с, что необходимо для ловли момента «стоп» момента посадки верхней разделительной пробки на упорное кольцо.

12. Определяем продолжительность цементирования где V_ц-объем цементного раствора;

V_пр — объем жидкости продавки;

n — количество цем. агрегатов.

13. Определяем продолжительность процесса продавливания.

14. Определяем общее время цементирования.

4.4.2 Расчет цементирования второй ступени.

1. Расчет количества тампонажного раствора.

где k_к — коэффициент кавернозности, k_к = 1,1.

D_c — диаметр скважины, D_c = 0,2381 м Д_н — наружный диаметр, Д_н = 0,1778 м.

H_ц — интервал цементирования, H_ц = 2400.

h_ц — высота цементного стакана, h_ц =10 м.

2. Определяем количество сухого цемента где k_ц — потери цемента, К_ц = 1,05;

m — водоцементное соотношение, m = 0,5;

г_ц — плотность цементного раствора;

V_ц— требуемый объем цементного раствора, V_ц = 47,22.

3. Определяем количество воды где k_в — коэффициент учитывающий потери воды, k_в = 1,1;

г_в — плотность воды, г_в = 1000 кг/м³;

4. Определяем объем продавочной жидкости где d_вн — внутренний диаметр колонны, м.

H — длина колонны, м.

h_ц.ст — высота цементного стакана, h_ц.ст = 10 м.

5. Определяем давление в конце цементирования Применяем цементировочную головку ГЦУ 140 — 40.

Должно выполняться условие P₁? [P₁].

где P₁ — давление в конце цементирования, МПа;

[P₁] - максимальное давление в цем. головке, [P₁] = 40 МПа.

P_гс — давление необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений.

h_ц — высота поднятия цемента, м.

h_ц.ст — высота цементного стакана, h_ц.ст = 10 м г_ц — плотность цементного раствора;

г_р — плотность промывочной жидкости.

МПа.

15,5? 40.

Условие P₁? [P₁]выполняется.

6. Давление на цементировочном агрегате Должно выполняться условиеP₂? [P₂].

где P₂ — давление в конце цементирования, МПа;

[P₂] -давление развиваемое цем. агрегатом на II скорости с диаметром втулки 125 мм, [P₂] = 19 МПа.

7. Давление на забое в момент окончания цементирования Где H — высота поднятия цемента за колонной, м г_ц — плотность цементного раствора, кг/м³;

8. Определяем подачу насосов Где v_в-скорость течения цементного раствора;

Д_с— диаметр скважины;

d_н — наружный диаметр колонны.

Для цементировочного агрегата 320 М производительность на IIскорости Q_II = 4,3 дм³/с при диаметре втулки 125 мм, а давление Р_II = 19 МПа, т. е. заданный режим (по давлению) обеспечится при использовании этого цементировочного агрегата.

9. Определяем количество цем. агрегатов где Q — необходимая подача насосов.

Q_i= подача развиваемая 1 цем. агрегатом.

10. Находим необходимое число цементосмесительных машин где Q_ц — масса сухого цемента, Q_ц = 61,15 т.

V_бун — вместимость бункера цементосмесительной машины, для цементосмесительной машины 2СМН-20, V_бун = 14 м³;

с_ж — насыпная масса цемента, 1,2 кг/м³.

11. Предусматриваем закачивание 0,98 объема продавочного раствора с помощью n-1, 5−1 = 4 агрегатов (ЦА-320М) при подаче Q_II = 4.3 дм³/с. Оставшиеся 0,02 объема продавочного раствора будут закачиваться одним агрегатом при Q_II =4.3 дм³/с, что необходимо для ловли момента «стоп» момента посадки верхней разделительной пробки на упорное кольцо.

12. Определяем продолжительность цементирования где V_ц-объем цементного раствора;

V_пр — объем жидкости продавки;

n — количество цем. агрегатов.

13. Определяем продолжительность процесса продавливания.

14. Определяем общее время цементирования.

5. Технологическая оснастка обсадных колонн.

Элементы оснастки обсадных колонн представляют комплекс устройств, применяемый для успешного спуска обсадных колонн и качественного цементирования скважин, надежного разобщения пластов и нормальной последующей эксплуатации скважин.

Башмак с направляющей насадкой предназначен для оборудования нижней части обсадной колонны с целью повышения ее проходимости по стволу скважины и предупреждения повреждения нижней часть трубы при посадках. Башмак присоединяют к нижней части обсадной колонны на резьбе или сварке. Направляющие насадки в основном изготовляют из чугуна или бетона. В промежуточных колоннах при последующем углублении ствола их разбуривают. Для обсадных колонн диаметром 351 мм и более в ряде случаев применяют башмак с фаской без металлических направляющих насадок с целью исключения работ по разбуриванию металла на забое.

Таблица 5.1.

Башмаки ОК.

Обратный клапан предназначен для предотвращения перетока бурового или тампонажного раствора из заколонного пространства в обсадную колонну в процессе крепления скважины. Его монтируют в башмаке обсадной колонны или на 10−20 м выше него. Обратные клапаны изготовляют корпусными и бескорпусными. По виду запорного элемента они делятся на тарельчатые, шаровые и имеющие шарнирную заслонку.

Таблица 5.2.

Обратные клапаны.

Центраторы применяют для центрирования обсадной колонны в стволе скважины с целью равномерного заполнения кольцевого пространства тампонажным раствором и качественного разобщения пластов. Кроме того, они облегчают процесс спуска обсадной колонны, уменьшая силу трения между обсадными трубами и стенками скважины, увеличивают степень вытеснения бурового раствора тампонажным вследствие образования локальных завихрений восходящего потока раствора в зонах центраторов, а также облегчают работу по подвеске хвостовиков и стыковке секций обсадных колонн в результате центрирования их верхних концов.

Таблица 5.3.

Центраторы.

Муфты ступенчатого цементирования применяют для крепления скважин в тех случаях, когда возникает необходимость подъема тампонажного раствора на большую высоту. При оснащении обсадных колонн указанными муфтами становится возможным цементирование скважин в две ступени как с разрывом во времени между ступенями, так и без него. В стволе скважин их рекомендуется устанавливать в интервалах устойчивых непроницаемых пород и на участках, где отсутствуют уширения, каверны или желобообразования, а в наклонно направленных скважинах — также в вертикальной части ствола.

Головка цементировочная универсальная предназначена для обвязки устья при цементировании нефтяных и газовых скважин в одну и более ступеней с одновременным расхаживанием обсадных колонн, а также в случаях манжетного цементирования.

Таблица 5.4.

Головки цементировочные.

Разделительные пробки предназначены для предотвращения смешивания тампонажного раствора с буровым раствором и продавочной жидкости при цементировании, а также для получения сигнала о посадке пробки на стоп-кольцо, свидетельствующего об окончании процесса продавливания тампонажного раствора в затрубное пространство скважины.

Таблица 5.5.

Разделительные пробки.

Колонные головки предназначены для обвязки обсадных колонн нефтяных и газовых скважин. Они обеспечивают подвеску колонны, герметизацию межколонных пространств и контроль давления в них, проведение таких технологических операций, как снижение давления в межколонном пространстве, закачка цемента или других тампонажных материалов в межколонное пространство и т. п.

6. Подготовка буровой установки к креплению скважины.

Подготовительные работы по подготовке ствола скважины к спуску обсадной колонны состоят в следующем.

Проверяется состояние фундаментов блоков, основание вышки, агрегатов буровой установки. Проверяется состояние вышки, центровка ее относительно устья скважины, тормозной системы лебедки, силового привода, буровых насосов, запорной арматуры, нагнетательной линии и талевой системы. В превентор устанавливаются плашки под соответствующий диаметр обсадных труб. Проверяется исправность и точность показаний контрольно — измерительных приборов. Выявляются недостатки и устраняются до начала ведения работ и оформляются актом о готовности буровой установки к креплению скважины.

7. Подготовка обсадных труб.

С целью выявления скрытых дефектов обсадных труб они опрессовываются на давление Р=11,5 МПа с выдержкой времени не менее 30 секунд. Результаты опрессовки оформляются актом. Доставленные на скважину обсадные трубы подвергаются наружному осмотру, измерению, шаблонированию и укладыванию на стеллажи в порядке очередности спуска. Трубы должны иметь заводской сертификат и маркировку, соответствовать к требованиям стандарта. На каждые тысячу метров обсадных труб завозятся дополнительно 5% резервных обсадных труб.

8. Подготовка скважины к спуску обсадных труб.

После проработки и калибровки ствола на глубину спуска обсадной колонны скважина промывается до выравнивания параметров бурового раствора, соответствующих ГТН. Подкондуктор ствол скважины шаблонируется спуском 3−4 обсадных труб на бурильном инструменте, Спуск кондуктора, эксплуатационной колонн производятся с применением смазки УС-1, Р-402.

Турбулизаторы устанавливаются на границах увеличения ствола скважины согласно инструктивно-технологической карте. Центраторы устанавливаются через каждые 25 м вместе со скребками, во избежание смятия обсадных труб, гидроразрыва пласта и поглощения бурового раствора под воздействием возникших в затрубном пространстве гидросопротивлений. Скорость спуска обсадной колонны с обратным клапаном должна быть равномерной и не превышать: