1

Содержание

• Введение
• 1. Геологическая часть
• 1.1 Профиль скважины
• 2. Обоснование конструкции скважины
• 2.1 Обоснование способа цементирования
• 2.2 Обоснования способа вхождения в продуктивный пласт
• 3. Обоснование типоразмера ПВО
• 4. Расчет эксплуатационной колонны
• 4.1 Расчёт наружных давлений
• 4.2 Расчёт внутренних давлений
• 4.3 Расчёт наружных избыточных давлений
• 4.4 Расчёт внутренних избыточных давлений
• 4.5 Выбор типа труб
• 5. Спуск обсадных колонн
• 5.1 Обоснование режима спуска обсадных колонн
• 5.2 Обоснование режима спуска эксплуатационной колонны
• 5.3 Расчет допустимой глубины опрожнения колонны
• 6. Оснастка обсадных колонн
• 6.1 Кондуктор
• 6.2 Эксплуатационная колонна
• 7. Цементирование обсадной колонны
• 7.1 Определение объёмов тампонажных растворов для цементирования эксплуатационной колонны
• 7.2 Определение режима работы цементировочной техники
• 8. Контроль качества цементирования
• 9. Охрана труда, окружающей среды и ТБ при заканчивании скважин
• 9.1 Охрана недр
• 9.2 Охрана труда и ТБ
• Список использованной литературы
• Введение
• Заканчивание является одной из наиболее важных стадий в строительстве скважин. Именно цементирование, вторичное вскрытие продуктивных пластов, освоение во многом определяет будущий дебит скважины. Поэтому при проведении этих работ необходимо принимать все возможные меры для повышения качества заканчивания скважин.
• Материалом для этого курсового проекта послужили данные производственной практики, пройденной летом 2001 года в ЭГЭБ №1 ООО "ЛУКойл-Бурение". Районом деятельности предприятия является площадь в районе города Когалым Ханты-Мансийского АО.
• В проекте приводятся необходимые расчеты по цементированию, выбору оснастки эксплуатационной колонны, выбору способа освоения.
• Скважина по назначению является нагнетательной, вскрыт продуктивный горизонт ,.расположенный в Мегионской свите (2505-2535 м).
• Отдельная глава посвящена мероприятиям по технике безопасности и охране окружающей среды, причем не только при заканчивании, но и при всем цикле строительства скважин.
• 1. Геологическая часть
• Таблица 1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины

Глубина залегания, м	Стратиграфическое подразделение	Коэффициент кавернозности в интервале
От (верх)	До (низ)	Название	Индекс
0	40	Четвертичные отложения	Q	1,50
40	100	Неогеновые отложения	N	1,50
100	180	Туртасская свита	P3/trt	1,50
180	250	Новомихайловская свита	P3/nm	1,50
250	296	Атлымская свита	P3/atl	1,50
296	430	Тавдинская свита	P2-3/tv	1,50
430	670	Люлинворская свита	P2/llv	1,50
670	750	Талицкая свита	P1/tl	1,30
750	875	Ганькинская свита	К2/gn	1,30
875	1020	Березовская свита	К2/br	1.30
1020	1050	Кузнецовская свита	К2/kz	1,30
1050	1850	Покурская свита	К1-2/pkr	1,30
1850	1950	Алымская свита	К1/alm	1,30
1950	2340	Вартовская свита	К1/vrt	1,30
2340	2570	Мегионская свита	К1/mg	1,30

Таблица 2 Литологическая характеристика разреза скважины

Индекс	Интервал, м	Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.п)
	От (верх)	До (низ)
Q	0	40	Пески кварцевые желтовато-серые, супеси, глины, суглинки серые, темно-серые, присутствуют остатки растительности
N	40	100	Супеси, глины, суглинки серые, темно-серые, алевриты серые тонкослоистые
P3/trt	100	180	Глины зеленовато-серые, алевриты серые тонкослоистые, местами с прослоями песков и бурых углей
P3/nm	180	250	Неравномерное переслаивание глин темно-серых, серых алевритов и мелкозернистых кварц-полевошпатовых песков
P3/atl	250	296	Пески светло-серые, мелко-крупнозернистые, кварц-полевошпатовые. Прослои алевритов, глин и бурых углей
P2-3/tv	296	430	Глины зеленовато-серые, алевролитистые, листоватые. Встречаются пропластки песков
Р2/llv	430	670	В верхней части-глины светло-зеленые, плотные, листоватые. В нижней части-опоки и опоковидные глины серого цвета
Р1/tl	670	750	Глины темно-серые до черных, алевролитистые, плотные с тонкими пропластками и линзами алевролитов
K2/gn	750	875	Глины серые, слабо известковистые, алевритистые, с редкими прослоями мергелей
K2/br	875	1020	Глины серые, слабослюдистые, алевритистые, прослоями опоковидные, встречается глауконит, сидерит
К2/kz	1020	1050	Глины темно-серые, до черных, массивные, однородные
К1-2/pkr	1050	1850	Чередование глин темно-серых, слюдистых, песчаников светло-серых, мелко-среднезернистых и алевролитов серых, слюдистых, тонкослоистых
К1/alm	1850	1950	Верхняя подсвита: аргиллиты темно-серые, слабослюдистые, тонкоотмученные с редкими прослоями песчаников. Нижняя подсвита: глины серые аргиллитистые и песчаники серые, мелко-среднезернистые с глинистым цементом
К1/vrt	1950	2340	Верхняя подсвита: аргиллиты зеленоватые, алевритистые, комковатые и песчаники серые слюдистые. Нижняя подсвита: глины серые алевритистые и песчаники серые, мелко-среднезернистые с глинистым цементом
К1/mg	2340	2570	В верхней части-аргиллиты темно-серые слюдистые, от тонкоотмученных до алевритистых с прослоями песчаников. В нижней части - песчаники серые и светло-серые, мелкозернистые, известковые, крепкие

Таблица 3 Водоносность

Индекс стратиграфи-ческого подразделения	Интервал, м	Тип коллектора	Плотность, кг/м3	Фазовая проницаемость, мкм2	Минерализация, г/л
	От	До
Q	0	40	Грануляр	1000	>100	<1,0
P3atl-nm	180	296	Грануляр	1000	>100	<1,0
К1-2pkr	1050	1850	Грануляр	1014	>100	18-22
K1mg	2420	2435	Грануляр	1014	>100	19-23

Таблица 4 Давление и температура по разрезу скважины

Индекс стратигра-фического подразделения	Интервал, м	Градиент давления	Пластовые
		Пластового	Гидроразрыва	Горного	Темпе-ратуры, оС
	От	До	кгс/см2	кгс/см2	кгс/см2
			От	До	От	До	От	До
Q + N	0	100	0,100	0,100	0,0	0,2	0	0,190	3
P3trt	100	180	0,100	0,100	0,2	0,198	0,190	0,190	0
P3nm	180	250	0,100	0,100	0,198	0,198	0,190	0,190	5
P3atl	250	296	0,100	0,100	0,198	0,198	0,190	0,190	8
P2-3tv	296	430	0,100	0,100	0,198	0,196	0,190	0,190	10
P2llv	430	670	0,100	0,100	0,196	0,194	0,200	0,200	15
P1tl	670	750	0,100	0,100	0,194	0,192	0,210	0,210	20
K2gn	750	875	0,100	0,100	0,192	0,19	0,210	0,210	30
K2br	875	1020	0,100	0,100	0,19	0,188	0,215	0,215	35
K2kz	1020	1050	0,100	0,100	0,188	0,186	0,220	0,220	50
K1-2pkr	1050	1850	0,100	0,100	0,186	0,18	0,230	0,230	58
K1alm	1850	1950	0,100	0,100	0,18	0,177	0,230	0,230	65
K1vrt	1950	2340	0,100	0,100	0,177	0,177	0,230	0,230	75
K1mg	2340	2570	0,100	0,100	0,177	0,177	0,230	0,230	83

Таблиця 5 Нефтегазоносность по разрезу скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Пласт	Интервал, м	Тип коллектора	Плотность нефти, г/см3	Вязкость нефти в пл. усл. МПа*с	Содержание серы, % по весу	Содержание парафина, % по весу	Параметры растворенного газа
		От (верх)	До (низ)		В пласт. условиях	После дегазации				Газовый фактор, м3/т	Содержание углекислого газа, %	Относительная плотность газа, г/см3	Давление насыщения в пл. усл., МПа
K1mg	БС10	2500	2520	Пор.	0,79	0,87	0,55	0,7	2,2	56	0,15	737	11,6
K1mg	БС11	2550	2560	Пор.	0,76	0,87	0,52	0,7	1,7	54	0,16	733	10,1

Таблиця 6 Типы и параметры буровых растворов

Ттип раствора	Интервал, м	Параметры бурового раствора
	От (верх)	До (низ)	Плот-ность, г/см3	УВ, с	ПФ, см3/30 мин	СНС, мгс/см2 через, мин.	Корка, мм	Содержание твердой фазы, %	РН	Минерализация, г/л	Пластич. вязкость, П/с	ДНС, мгс/см2
						1	10		Коллоидной (активной) части	Песка	Всего
Глинистый	0	50	1,16-1,18	45-60	<9	20-30	35-40	2,0	6-7	3	9-10	8-9	0,2	0,2-0,3	18-20
Глинистый	50	738	1,16-1,18	40-60	<9	15-25	35-40	2,0	6-7	2	8-9	8-9	0,2	0,2-0,3	17-20
Глинистый	738	1109	1,07-1,10	18-22	<8	1-3	4-9	1,5	2-3	1	4-7	7-8	2-3	<0,1	10-15
Глинистый	1109	2340	1,10-1,14	22-25	<6	3-5	5-10	<1,5	2-3	<1	3-5	7-8	2-3	<0,1	12-15
Малоглинистый	2340	2575	1,08-1,10	20-25	<5	3-5	5-15	0,5	<2	<1	<3	7-9	-	Как можно ниже	8-9

Таблиця 7 Данные для построения профиля

Участок	ai, м	hi, м	li, м
1. Вертикальный	0	90	90
2. Набор зенитного угла	21,5	144,9	147
3. Стабилизация	595,6	1967,4	2055,6
4. Спад зенитного угла	88,9	372,7	383,4

H=2575 м; A=706 м; =16,844о; к=10о; R1=500 м; R2=3210 м.

Профиль скважины

Рис.1. Профиль скважины

2. Обоснование конструкции скважины

Число обсадных колонн и глубина их спуска определяется количеством интервалов, несовместимых по условиям бурения, которые определяются по графику не совмещенности давлений, графику изменения коэффициентов аномальности пластовых давлений и индексов давлений поглощения с глубиной скважины.

(1)

где РПЛ - пластовое давление;

РПЛ = gradРПЛZ; (2)

В-плотность воды;

Нi- текущая глубина скважины.

Коэффициент поглощения Кп рассчитывается по формуле Итона:

(3)

где - коэффициент Пуассона;

Кг-индекс геостатического давления.

Кг рассчитывается по формулам (1) и (2).

Результаты расчетов приведены в табл. 8.

Таблица 8

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	РПЛ, МПа	РПОГЛ, МПа	Ка		Кп
	От	До	От	До	От	До	От	До	От	До	От	До
Q + N	0	100	0	1	0	1,74	1,02	1,02	0,45	0,45	1,77	1,77
P3trt	100	180	1	1,8	1,74	3,13	1,02	1,02	0,45	0,45	1,77	1,77
P3nm	180	250	1,8	2,5	3,13	4,34	1,02	1,02	0,45	0,45	1,77	1,77
P3atl	250	296	2,5	2,96	4,34	5,05	1,02	1,02	0,44	0,44	1,74	1,74
P2-3tv	296	430	2,96	4,3	5,05	7,22	1,02	1,02	0,43	0,43	1,71	1,71
P2llv	430	670	4,3	6,7	7,22	11,55	1,02	1,02	0,42	0,42	1,76	1,76
P1tl	670	750	6,7	7,5	11,55	12,35	1,02	1,02	0,37	0,37	1,68	1,68
K2gn	750	875	7,5	8,75	12,35	14,17	1,02	1,02	0,36	0,36	1,65	1,65
K2br	875	1020	8,75	10,2	14,17	16,25	1,02	1,02	0,34	0,34	1,62	1,62
K2kz	1020	1050	10,2	10,5	16,25	16,71	1,02	1,02	0,33	0,33	1,62	1,62
K1-2pkr	1050	1850	10,5	18,5	16,71	30,35	1,02	1,02	0,33	0,33	1,67	1,67
K1alm	1850	1950	18,5	19,5	30,35	30,37	1,02	1,02	0,3	0,3	1,59	1,59
K1vrt	1950	2340	19,5	23,4	30,37	36,45	1,02	1,02	0,3	0,3	1,59	1,59
K1mg	2340	2570	23,4	25,7	36,45	40,03	1,02	1,02	0,3	0,3	1,59	1,59

По результатам расчетов строится совмещенный график безразмерных давлений.

Рис 2. График безразмерных давлений.

Как видно из рис. 2 интервалов, несовместимых по условиям бурения в разрезе скважины нет.

Построим график распределения давлений в скважине при полном замещении бурового раствора пластовым флюидом. Для построения воспользуемся значениями РПОГЛ из табл. 5, а значения давлений внутри ствола рассчитаем по формуле:

(4)

где Н - плотность пластовой нефти, Н=790 кг/м3;

РПЛ - пластовое давление, РПЛ=25 МПа.

Подставим значения z в выражение (4), и получим две точки для построения графика:

1. z=2535 м: ;

2. z=0 м:

.

То есть при заполнении скважины пластовым флюидом она будет до определенного уровня заполнена нефтью, найдем этот уровень подставив значение РНАС в выражение (4) получим:

(от забоя) (5)

Скважина до глубины LН=823,8 м заполнена нефтью, а выше свободным газом. Пересчитаем давление на устье по фомуле:

(6)

где РПЛ - пластовое давление, в данном случае РПЛ = РНАС=11,6 МПа;

s - эмпирический коэффициент.

Коэффициент s рассчитывается по формуле:

(7)

где - относительная плотность попутного газа по воздуху, ;

L - глубина скважины, в данном случае L=LН=823,8 м;

z - расчетная глубина, при пересчете на устье z=0 м.

Рис. 3. График распределения давлений в скважине при полном замещении бурового раствора пластовым флюидом.

Согласно рис. 2 достаточно двух обсадных колонн, такая конструкция обеспечит достаточную надежность и минимальную стоимость скважины.

Верхние неустойчивые отложения перекроем путем спуска кондуктора до глубины 750 м (80 м ниже подошвы Люлинворской свиты). При данной глубине спуска, обеспечивается экологическая безопасность на случай нефтегазопроявлениия с 5 % запасом по давлению (kКОНД).

.

Далее ствол обсаживается эксплуатационной колонной до глубины 2575 м (на 5 м ниже подошвы Мегионской свиты).

Как правило, заказчик (ТПП "Когалымнефтегаз") требует обсаживать скважину эксплуатационной колонной с наружным диаметром 146 мм. Исходя из этого условия, рассчитаем диаметры долот для бурения скважины, а также диаметр кондуктора.

Диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну рассчитывается по формуле:

(8)

где -диаметр муфт эксплуатационной колонны, =166 мм;

-зазор между муфтой и стенкой скважины =5-40 мм.

Определим внутренний диаметр промежуточной колонны (кондуктора)по формуле:

(9)

где -зазор между долотом и стенкой кондуктора, =3-5 мм.

.

То есть, для крепления верхних неустойчивых отложений (кондуктора) допускается применение труб диаметром 244,5 мм и толщиной стенки 8,9-10 мм.

Диаметр долота для бурения под кондуктор рассчитывается по формуле аналогичной формуле (4)

Определим глубину спуска кондуктора по стволу (длину кондуктора):

(10)

где l1, l2, h1, h2 -длины по стволу и глубины по вертикали соответствующих участков профиля; -максимальный зенитный угол (на участке стабилизации) (см. табл. 7);

hконд- глубина спуска кондуктора по вертикали, hконд=750 м.

В кондукторе используем обсадные трубы с треугольной резьбой 244,58,9-Д-ГОСТ-623-80. Практика показывает, что данные обсадные трубы выдерживают необходимые нагрузки.

Принимаем, что башмак эксплуатационной колонны будет спущен на глубину, 2565 м (10 м до забоя скважины). Тогда длина эксплуатационной колонны будет

2.1 Обоснование способа цементирования

Кондуктор и колонна цементируется до устья, для разобщения водоносных горизонтов.

Обсадная колонна цементируется в одну ступень (требование заказчика) до устья, это позволяет сэкономить порядка 100 т.р. на УСЦ. Так как в нагнетательной скважине репрессия на пласт не имеет столь большого значения, как в эксплуатационной скважине.

Самым слабым пластом является Мегионская свита (Кп=1,59), РПОГЛ=40,03МПа. Давление столба цементного раствора на поглощающий пласт с учетом гидродинамических потерь при цементировании должно удовлетворять условию

РПОГЛ1,1РЦ.Р.. (11)

Таким образом давление столба цементного раствора не должно превышать величины Для дальнейших расчетов примем, что интервал от забоя и на 300 м выше продуктивного пласта (2205-2570 м по вертикали) цементируется ПЦТ-1-50 по ГОСТ 1581-96 с плотностью раствора Ц.Р.=1,80 г/см3 (В/Ц=0,45) Давление столба ПЦТ-1-50 будет составлять

.

Рассчитаем плотность облегченного раствора

Данная плотность может быть получена путем добавления в ПЦТ-1-50 алюмосиликатных микросфер (отношение ПЦТ:микросферы порядка 80:20).

2.2 Обоснования способа вхождения в продуктивный пласт

Рис. 4. Схема вскрытия продуктивного пласта: 1- эксплуатационная колонна; 2- цементный камень; 3- продуктивная залежь; 4- перфорационные отверстия.

Так как продуктивный пласт сложен песчаниками среднезернистыми, коллектор поровый, слабосцементированный, то во избежание попадания песка в скважину принимаем забой закрытого типа, эксплуатационная колонна спущена до подошвы продуктивного пласта, затем проведена перфорация. Данный способ является технологически простым и, что немаловажно, дешевым.

3. Обоснование типоразмера ПВО

Из расчетов, проведенных для построения рис. 2, устьевое давление

Рабочее давление ПВО определяется по формуле:

.

По конструкции скважины и рабочему давлению подходит обвязка колонной головки типа ОКК-1-14-146245 [1, с. 241].

Выбираем схему ПВО №1, так как рабочее давление не превышает 35 МПа, схема монтажа ПВО изображена на рис. 5. По рабочему давлению подходит ПВО типа ОП1-18035, включающее в себя: превентор универсальный ПУ-18035; плашечный превентор ППГ-18035; манифольд МПБ2-18035.

Рис. 5. Схема монтажа ПВО

1, 2 -универсальный и плашечный превенторы;

3 -устьевая крестовина;

4, 6-задвижки с гидравлическим и ручным управлением;

5 -манометр с запорным и разрядным устройствами;

7, 9-регулируемые дроссели с гидравлическим и ручным управлением;

8 -отбойная камера с разрядным устройством.

Данный комплект ПВО имеет номинальный диаметр проходного сечения 180 мм, а следовательно в случае выброса может загерметизировать устье как при спущенной бурильной колонне, так и при колонне обсадных труб.

4. Расчет эксплуатационной колонны

4.1 Расчёт наружных давлений

До затвердевания цементного раствора:

z=0:

z=2205 м:

z=2575 м:

После затвердевания цементного раствора:

z=0:

z=2205 м:

где ПОР - плотность поровой жидкости цементного камня;

z=2575 м:

4.2 Расчёт внутренних давлений

При ликвидации открытого фонтанирования с закрытым устьем:

z=0:

z=824 м:

z=2205 м:

z=2575 м:

При опрессовке (колонна опрессовывается после получения момента "стоп"):

z=0:

(нормативная величина)

z=2205 м:

z=2575 м:

При продавке:

z=0:

z=2205 м:

z=2575 м:

4.3 Расчёт наружных избыточных давлений

Максимальные наружные избыточные давления возникают при окончании продавки цементного раствора.

z=0:

z=2205 м:

z=2575 м:

4.4 Расчёт внутренних избыточных давлений

Максимальные внутренние избыточные давления возникают при опрессовке колонны после ОЗЦ, коэффициент облегчения k=0,25 [2, стр. 15]т.е. (1-k)=0,75.

z=0:

z=2205 м:

z=2575 м:

По результатам расчетов строится совмещенный график внутренних и наружных избыточных давлений.

4.5 Выбор типа труб

Определим интенсивность искривления 0 по формуле

(12)

где R1-радиус искривления ствола скважины в интервале набора зенитного угла, R1=500 м.

Коэффициент запаса прочности на растяжение n3=1,15 [2, стр. 50] т.к. планируется применение труб ОТТМ (требование заказчика).

Коэффициент запаса прочности на внутреннее избыточное давление n2=1,15 [2, стр. 21]

Коэффициент запаса прочности на наружное избыточное давление n1=1,1 для интервала продуктивного пласта, n1=1 для остальных интервалов [2, стр. 20].

1

Рис. 6. Совмещенный график внутренних и наружных избыточных давлений в эксплуатационной колонне

РНИ - наружные избыточные давления при окончании продавки цементного расвора;

РВИ - внутренние избыточные давления при опрессовке эксплуатационной колонны.

Так как максимальными являются внутренние избыточные давления, то расчёт будем вести по ним. При расчете предположим, что колонна имеет одну секцию.

Расчёт на внутреннее давление:

Рассчитаем обсадную колонну, для расчета первой секции используем трубы ОТТМ 1467,0-Д-ГОСТ 632-80.

[РВИ]=22,4 МПа; [Q]=1156 кН; [РНИ]=31,8 МПа; [QСТР]=931 кН;

q=0,243 кН

С учётом коэффициента запаса прочности на внутреннее давление n2, обсадная колонна должна выдерживать давление:

трубы ОТТМ 1467,0-Д имеют PВКР=22,4 МПа т.е.

QЭК=LЭКqЭК=26650,243=647,6 кН

Расчет совместного действия растягивающих нагрузок и внутреннего давления

Рассчитаем уточненное значение n2

Спускаем эксплуатационную колонну, имеющую одну секцию. Результаты расчетов сведем в таблицу.

Таблица 9 Результаты расчета эксплуатационной колонны

№ секции	L, м	qi, кН/м	Qi, кН	n1	n2	n3
1	2665	0,243	647,6	3,7	1,99	1,78

5. Спуск обсадных колонн

5.1 Обоснование режима спуска обсадных колонн

Предельная скорость спуска обсадной колонны определяется из соотношения

Рс = Ргст +Ргд Ргр,

где Ргст - гидростатическое давление столба промывочной жидкости на глубине наиболее слабого пласта (пласта с наименьшим индексом давления начала поглощения или гидроразрыва);

Ргд - гидродинамическое давление в скважине при спуске колонны труб с закрытым нижним концом;

Ргр - давление начала поглощения (гидроразрыва) наиболее слабого пласта.

Гидродинамическое давление при спуске находится при турбулентном течении вытесняемой жидкости по формуле

,

- при ламинарном течении.

В формулах - соответственно длина и гидравлический диаметр кольцевого пространства на i- том участке; Ui- скорость течения жидкости на i - том участке; n - количество участков кольцевого пространства различного размера от устья до наиболее слабого пласта, 0 - динамическое напряжение сдвига, - коэффициент гидравлических сопротивлений.

5.2 Обоснование режима спуска эксплуатационной колонны

Наиболее слабый пласт на забое скважины (Мегионская свита).

Зададимся скоростью спуска U=0,5 м/c, тогда скорость движения вытесняемой жидкости Uж будет равна:

где

DС, DТ - соответственно диаметр скважины и наружный диаметр обсадных труб;

K - коэффициент, учитывающий увлечение части жидкости стенками колонны труб. Для практических расчётов можно принять K=0,5.

Пусть режим течения вытесняемой жидкости в интервале установки техколонны будет ламинарный, тогда:

Критическая скорость течения жидкости при смене режимов определяется по следующей формуле:

где

Тогда

Скорость течения жидкости UЖ<UКР, то режим ламинарный.

 где

Получаем:

Гидродинамические давления на данном участке составят:

Результаты аналогичных расчётов для различных скоростей спуска эксплуатационной колонны приведены в таблице 10.

Таблица 10 Зависимость Pгд от скорости спуска эксплуатационной колонны

Uсп, м/с	Uж, м/с	Uкр, м/с	Sen		Re*		Pгд, МПа
0,5	0,467	1,15	15	0,65			1,46
1	0,91	1,15			4325	0,0252	1,95
2	1,83	1,15			11712	0,0223	4,8
3	2,74	1,15			21814	0,0211	9,06
4	3,65	1,15			30683	0,0202	17,15

По результатам расчетов табл. 10. построим график зависимости РГД = f(UСП)

Давление столба промывочной жидкости на пласт будет равно



Тогда максимальное гидродинамическое давление, не допускающее поглощения будет равно , что соответствует скорости спуска приблизительно равной 3,3 м/с.

Рис. 7. Зависимость РГД = f(UСП)

Скорость спуска обсадной колонны не должна превышать 3 м/с.

5.3 Расчет допустимой глубины опрожнения колонны

Из условия прочности обсадной колонны:

Из условия прочности обратного клапана:

Колонну следует доливать через каждые 200 м.

6. Оснастка обсадных колонн

6.1 Кондуктор

Кондуктор цементируется до устья прямым одноступенчатым цементированием.

Оснастка колонны:

- башмак БК - 245;

- обратный клапан ЦКОД-245 на расстоянии 5 м от башмака;

- "стоп"- кольцо на расстоянии 10 м от башмака;

- центраторы ЦЦ-245/295;

- пробка продавочная ПП 219/245.

6.2 Эксплуатационная колонна

Эксплуатационная колонна цементируется прямым способом в одну ступени до устья.

Оснастка колонны:

- башмак БК-146;

- обратный клапан ЦКОД-146 на расстоянии 5 м от башмака;

- "стоп"- кольцо на расстоянии 10 м от башмака;

- центраторы ЦЦ-2-146/216 в интервале 300-750 м по одному центратору на трубу;

- скребки СК 146/216 в и нтервале продуктивного пласта из расчета два центратора - один скребок.

- турбулизаторы ЦТ 146/211 в интервале продуктивного пласта по две штуки на трубу.

7. Цементирование обсадной колонны

7.1 Определение объёмов тампонажных растворов для цементирования эксплуатационной колонны

Определение объёма цементного раствора

где Kк - коэффициент кавернозности.

Определения объёма облегчённого цементного раствора



Определение объёма продавочной жидкости

где VМ - объём манифольда.

пределение объёма буферной жидкости

где НБЖ - высота столба буферной жидкости (НБЖ=200…500 м).

Определение количества цемента и воды для затворения

Количество цемента для приготовления 1 м3 цементного раствора определяется из уравнения:

(13)

где плотность цементного раствора, кг/м3;

В/Ц - водоцементное отношение.

Тогда

Объем воды, необходимый для затворения этого количества цемента рассчитывается по формуле

(14)

Определение количества облегчённого цемента и воды для затворения

Расчет ведется по формулам, аналогичным формулам аналигичным формулам (13-14)

Реологические параметры растворов

Для расчета воспользуемся следующими формулами

(15)

(16)

Цементный раствор:

;

.

Облегченный цементный раствор:

;

.

Буферная жидкость:

;

.

Буровой раствор:

Так как на практике, буровой раствор смешивается с цементным раствором (с буферной жидкостью) и коагулирует, при этом образуется высоковязкая масса.

Примем, что раствор имеет следующие параметры

;

.

7.2 Определение режима работы цементировочной техники

Определяется число смесительных машин для каждого вида тампонажного материала (псм):

(17)

где тНАС - насыпная масса сухой тампонажной смеси, кг/м3;

VБУНК - ёмкость бункера смесительной машины, м3.

Цементный раствор (смесители 2МСН-20)

Облегченный цементный раствор (смесители 2МСН-20)

Производительность смесителя 2СМН-20 по цементному раствору:

где QВ - производительность водяного насоса, л/с;

Производительность смесителя 2СМН-20 по облегченному цементному раствору:

где QВ - производительность водяного насоса, л/с;



Число цементировочных агрегатов для закачки цементного раствора (ЦА-320).

Так как производительность смесителя по цементному раствору 20,6 л/с, а максимальная производительность ЦА-320 - 14,5 л/с, то с каждым смесителем должно работать по два агрегата:

для закачки цементного раствора.

Число цементировочных агрегатов для закачки облегчённого цементного раствора.

Так как производительность смесителя по облегчённому цементному раствору 20,2 л/с, а максимальная производительность ЦА-320 - 14,5 л/с, то с каждым смесителем должно работать по два агрегата:

,

для закачки облегчённого цементного раствора.

Общая потребность в цементировочной технике

Для приготовления цементного и облегчённого цементного растворов необходимо пять 2СМН-20.

Для подачи воды и начала продавки необходимо два ЦА-320.

Для закачки цементного и облегчённого цементного растворов необходимо 10 ЦА-320.

Всего 12 ЦА-320.

Также для цементирования используем блок манифольдов 1БМ -700 и станцию контроля цементировании СКЦ-2М-80.



Рис. 9. Схема расстановки тампонажной техники

Таблица 11 Распределение тампонажных материалов

Смеситель	ЦА	Материал	Цемент, т	Вода, м3	Буф. Ж.	Продавка
1	1	ЦР	19,215	4,6	4
	2	ЦР		4,6	4
2	3	ОЦР	16,18	5,39		10,28
	4	ОЦР		5,39		10,28
3	5	ОЦР	16,18	5,39		14,28
	6	ОЦР		5,39
4	7	ОЦР	16,18	5,39
	8	ОЦР		5,39
5	9	ОЦР	16,18	5,39
	10	ОЦР		5,39
-	11	Подача воды
-	12					2

Далее приведем расчеты, сделанные в программе Zement.exe



На основе полученных расчетов построим график зависимости Ру=f(VЖ). Построим график, показывающий участие цементировочных агрегатов в процессе цементирования.

Рис. 11. Участие ЦА-320 в процессе цементирования

Расчет времени цемкетирования. Буферная жидкость

Облегченный цементный раствор

Цементный раствор

Продавка

Итого времени t=147,51,05=2 ч. 40 мин.

Расчетное время цементирования меньше, чем время начала схватывания, цементного раствора (tнсхв3:20-3:40).

8. Контроль качества цементирования

Наличие цементного камня проверяется с помощью АКЦ и ГГКц после ОЗЦ.

Сцепление цементного кольца с обсадной колонной и стенками скважины проверяется АКЦ после ОЗЦ.

Герметичность крепи проверяется опрессовкой после ОЗЦ.

Герметичность цементного кольца проверяется опрессовкой после разбуривания цементного стакана и углубления под следующую колонну на 1-3 м.

В случае недоподъёма цементного раствора до устья необходимо провести ОЦК для определения высоты подъёма цементного раствора.

9. Охрана труда, окружающей среды и ТБ при заканчивании скважин

9.1 Охрана недр

Предотвращение потерь нефти и газа в проницаемые горизонты предусматривается путём применения высокогерметичных труб типа ОТТГ, ОТТМ и применения специальных герметизирующих резьбовых смазок типа Р-402, Р - 2МПВ. Контроль качества цементирования осуществляется геофизическими методами и опрессовкой колонн согласно "Инструкции по испытанию скважин на герметичность".

Для предотвращения загрязнения водоносных горизонтов в том числе таликовых вод применяются следующие технологические решения:

· обработка бурового раствора высокомолекулярными соединениями, обеспечивающая снижение фильтрационных свойств промывочной жидкости;

· ограничение репрессий на водоносный горизонт путём регулирования структурно-механических свойств бурового раствора, обеспечивающих снижение гидродинамического давления, в том числе при спуско-подъемных операциях;

· перекрытие интервала залегания таликовых и водоносных горизонтов колонной обсадных труб, обеспечивающих сохранение естественного состояния подземных вод в процессе дальнейшего углубления ствола скважины.

Для сохранения естественного состояния коллекторских свойств продуктивного пласта и предотвращения физико-химического загрязнения призабойной зоны пласта реализуются следующие технологические мероприятия:

· снижение водоотдачи бурового раствора до 1,5-2 см3 путём специальной химической обработки промывочной жидкости при вскрытии и разбуривании продуктивного горизонта;

· уменьшение гидравлических сопротивлений в стволе скважины и снижение репрессии на пласт за счёт применения бурового раствора со значениями напряжения сдвига близкими к нулевым;

· образование на стенках скважины полимерглинистой корки, препятствующей проникновению в пласт твёрдой фазы бурового раствора.

Для предупреждения нефтегазопроявлений продуктивный пласт вскрывается при плотности бурового раствора, регламентированной "Едиными техническими правилами ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях". Устье скважины оборудуется в соответствии с действующими нормативными документами противовыбросовым оборудованием.

Основой функцией тампонажных растворов, обеспечивающей охрану недр, является изоляция с их помощью флюидосодержащих пластов друг от друга и от земной поверхности. Предусмотрены следующие технико-технологические решения, обеспечивающие природоохранные функции цементных растворов и ограничивающие их отрицательные воздействия на недра:

· интервалы подъема цементных растворов за обсадными колоннами выбраны в соответствии с геологической характеристикой разреза данного месторождения;

· применение токсичных материалов в процессе цементирования является недопустимым;

· для повышения степени вытеснения бурового раствора цементным, предусматривается предварительная прокачка нетоксичной буферной жидкости, смывающей рыхлую часть глинистой корки;

· применяемые для цементирования колонн тампонажного портландцемента ПЦТ-1-50, относящегося к 4-му классу опасности.

9.2 Охрана труда и ТБ

Спуск и цементирование обсадных колон в цикле строительства скважины, травмоопасные и ответственные процессы.

Крепление скважины допускается только после проверки мастером и механиком основных узлов вышки, ее вертикальности, надежности талевой системы, лебедки, ротора, фундамента вышки и правильности показаний КИП. Крепление скважины недопустимо без утвержденного главным инженером плана проведения соответствующих работ, акта на опрессовку цементировочной головки и обратных клапанов. Трудоемкость крепления скважины связано с подготовкой обсадных труб к спуску, навинчиванием и цементированием труб, перемещением элеватора на столе ротора, закрытием крышки элеватора, при цементирование скважины трудоемок процесс загрузки цементосмесительной машины.

В процессе закачивания цемента в скважине создается очень высокое давление и по этому персонал не должен находиться в опасных зонах, так же запрещены ремонтные работы.

При вскрытии продуктивных пластов возможны нефтегазопроявления. При этом следует уделять особое внимание удельному весу промывочной жидкости и других ее параметров. На каждой буровой должны быть приборы - газоанализаторы, противогазы, а также комплект безискрового инструмента.

Список использованной литературы

1. К.В. Иогансен. "Спутник буровика". Москва: Недра, 1986г.

2. Расчет обсадных колонн, 1997

3. Методическое руководство к курсовой работе по дисциплине "Заканчивание скважин". Уфа: УГНТУ, 2001г.

4. М.Р. Мавлютов, Л.А. Алексеев, К.И. Вдовин, Г.В. Конесев, Л.М. Левинсон, П.Н. Матюшин, Р.Х. Санников, Р.М. Сакаев, Н.М. Филимонов. "Технология бурения глубоких скважин". Москва: Недра, 1982г.

5. Материалы ООО "ЛУКОЙЛ-БУРЕНИЕ"