Цементирование нефтяных скважин

Характеристика и значение процесса цементирования нефтяных скважин. Определение среднего внутреннего диаметра обсадной колонны, сущность и особенности технических цементировочных агрегатов. Вычисление и специфика максимального давления при цементировании.

Рубрика Производство и технологии
Вид контрольная работа
Язык русский
Дата добавления 29.05.2016
Размер файла 26,6 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА»

ФИЛИАЛ РГУ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА В Г. ОРЕНБУРГЕ

Курсовая работа

Кабанов А.О.

Оренбург, 2016 г.

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ПО ВАРИАНТУ (берутся из приложения№2 таблицы 2)

Индекс/Размерность

Значение

1

Диаметр скважины

D скв, мм

190

2

Диаметр эксплуатационной колонны

D к, мм

140

3

Толщина стенки труб (сред.)

д, мм

7

4

Глубина спуска колонны

L, м

3400

5

Высота цементного стакана в колоне

h, м

20

6

Высота подъема цементного раствора от башмака колонны

Н, м

2100

7

Плотность промывочной и продавочной жидкостей

с р, кг/м3

1280

8

Плотность сухого цемента

с ц, кг/м3

3000

9

Водоцементные отношения

m

0,45

10

Коэффициент кавернозности

K v

1,2

11

Скорость в затрубном пространстве

V з.п, м/сек

1,6

12

Структурная вязкость продавочного раствора

з р, мПа*с

19

13

Структурная вязкость цементного раствора

з ц, мПа*с

34

14

Динамическое напряжение сдвига промывочной жидкости

ф о р

8

15

Динамическое напряжение сдвига цементного раствора

ф о ц

15

РАСЧЁТ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН

Цементирование нефтяных скважин является процессом смешивания суспензии цемента и воды и закачки ее в скважину по стальной эксплуатационной колонне до заданной точки в кольцевом пространстве скважины вокруг колонны или в необсаженном стволе скважины ниже обсадной колонны.

Двумя принципиальными функциями первичного процесса цементирования являются ограничение движения флюидов между пластами и для создания цементного кольца (сцепления) и удержания колонны.

Кроме того, помимо изоляции нефте-, газо- и водопроявляюших зон, цемент также помогает:

1) предохранять колонну от коррозии;

2) предотвращать выбросы путем быстрого образования уплотнения (изоляции);

3) предохранять колонну от ударных нагрузок при дальнейшем бурении на большую глубину;

4) изолировать зоны потерь циркуляции или зон поглощения

Определяем средний внутренний диаметр обсадной колонны

dвн=0,140-2?0,007=0,126 м

где (Dк-2*dср) - внутренний диаметр секции обсадной колонны, м;

L - длина секции, м .

Определяем объем цементного раствора

Vцр = 0,785[(Dскв2 - dн2) ?Н?Кv + dвн2?h]

Vцр =0,785[(0,1902 - 0,1402) ?2100?1,2 + 0,1262?20]=32,89 м3

где Н - высота подъема цементного раствора от "башмака», м;

dвн - внутренний диаметр, м;

Dскв- наружный диаметр труб, м;

h - высота цементного стакана от «башмака» до кольца «стоп», м;

Кv- коэффициент, учитывающий увеличение объема ствола скважины за счет каверн, который определяется по каверно-грамме или на основании опыта цементирования скважин в данном районе. Обычно коэффициент равен 1,2 - 2,5.

Определяем количество сухого цемента для приготовления 1 м3 цементного раствора

=1291кг/м3

где рсц, рв - плотности сухого цемента и воды, кг/м3. Для обычных тампонажных цементов плотность сухого цемента 3100 - 3200 кг'м3. Для облегченных цементов плотность может быть различна в зависимости от веса и количества облегчающей добавки.

m - водоцементное отношение, стандартное водоцементное отношение по ГОСТ 1581 - 91 равно 0,5 для обычных тампонажных цементов, для облегченных цементов m может быть различным: от 0.8 до 1,2.

Определяем плотность цементного раствора

pц.р = (1+m) ?q

pц.р =(1+0,45) ?1291=1872 кг/м3

Определяем количество цемента и воды для приготовления цементного раствора

=32,89?1291=42461 кг

=0,45? 42,461=19,10м3

Определяем количество сухого цемента с учетом потерь при затаривании

Qцт = К1? Q1ц = 1,02?42461 = 43310 кг

где К1- коэффициент, учитывающий потерн сухого цемента при затаривании цементосмесительных машин и при приготовлении цементного раствора. К1 = 1,02-1,03.

Определяем количество цементно-смесительных машин

Определяем наибольшее рабочее давление в конце цементирования

Рр= Р1+ Р2+ Р3+ Р4 = 12,31+1,35+1,32+6,04 = 21,02 МПа

где P1 - давление за счет разности плотностей цементного и глинистого растворов, МПа;

Р2 - давление от гидравлических сопротивлений при движении продавочной жидкости в трубах. МПа;

Р3 - давление от гидравлических сопротивлений при движении промывочной жидкости в затрубном пространстве. МПа;

Р4 - гидравлических сопротивлений при движении цементного раствора в затрубном пространстве, МПа.

Показатели P1, P2, P3, Р4 определяются следующим образом:

а) определяем гидростатическое давление за счет разности цементного и глинистого растворов

б) определяем гидравлическое сопротивление при движении продавочной жидкости в трубах

определяем скорость движения продавочной жидкости в трубах

Здесь Vк.п. - скорость движения промывочной жидкости и цементного раствора в затрубном пространстве, м/с. Для качественного цементирования эта скорость должна быть 1.5 - 2,0 м/с для эксплуатационных колонн и 0.8 -1.0 - для промежуточных.

Определяется критерий Рейнольдса и коэффициент, характеризующий движение продавочной жидкости в трубах:

определяем критерий Рейнольдса и коэффициент, характеризующий движение продавочной жидкости в трубах

в) определяем гидравлическое сопротивление при движении промывочной жидкости в затрубном пространстве

определяем критерий Рейнольдса и коэффициент, характеризующий движение промывочной жидкости в затрубном пространстве

Если Re*к.п.р.?1600, то

где - л2тр коэффициент, характеризующий движение промывочной жидкости в затрубном пространстве, определяется в зависимости от критерия Рейнольдса.

г) определяем гидравлическое сопротивление при движении цементного раствора в затрубном пространстве:

определяем критерий Рейнольдса и коэффициент, характеризующий движение цементного раствора в затрубном пространстве

Т.к. Если Re*к.п.ц.?1600, то

=80/1336=0,06

10. Определим максимальное давление при цементировании

Pmax= Pр+ Pстоп=21,02 + 2 = 23,02 МПа

где Рстоп- повышение давления при посадке пробки на кольцо «стоп» 1,5 - 2,0 МПа.

Из полученного Pmax видно, что для проведения цементирования можно использовать ЦА-320 М, с диаметрами втулок =100 мм. Технические характеристики представлены в таблице 1

Определяем допустимое время цементирования

Tдоп.=0,75·Tн.скв.=0,75·105=79 мин

где Тв.схв - время начала схватывания цементного раствора.

Определяем время закачивания цементного раствора при гидравлических сопротивлениях в скважине в начальный период цементирования

Pгидр.= P2+ P'3 = 1,35+3,45= 4,8 МПа

где T3 - время закачки цементного раствора;

Т пр- время продавки цементного раствора.

Для определения времени закачивания цементного раствора необходимо знать гидравлическое сопротивление в скважине в начальный период цементирования.

Определяем гидравлическое сопротивление в затрубном пространстве при движении промывочной жидкости

При условии Ргидр > Ра, где Ра - давление, развиваемое цементировочным агрегатом на высшей скорости, закачивание цементного раствора следует начинать с более низкой скорости, давление на которой больше гидравлических сопротивлений. На этой скорости следует работать до тех пор, пока гидравлические сопротивления за счет закачивания цементного раствора в трубы не снизятся. Тогда появится возможность работы агрегата на более высокой скорости. Время перехода работы агрегата с более низкой на высшую скорости может быть определено по закачиваемому объему цементного раствора, который, в свою очередь, определяется следующим образом:

Ргидр=1,8< РаV=5,0 (таблица 1), то закачивание цементного раствора начинаем на пятой скорости. Ра - давление, развиваемое цементировочным агрегатом на высшей скорости, закачивание цементного раствора следует начинать с более низкой скорости, давление на которой больше гидравлических сопротивлений. На этой скорости следует работать до тех пор, пока гидравлические сопротивления за счёт закачивания цементного раствора в трубы не снизится.

Определяем время закачивания цементного раствора одним агрегатом

где qn-1, qn- производительность ЦА на низшей и высшей скоростях, л/с.

Определяем время продавки цементного раствора

а) определяем гидравлическое сопротивление в конце цементирования

цементирование колонна давление

Р'гидр.= Р2 + Р3+ Р4=1,35+1,32+6,04 = 8,71 МПа

б) определяем длину столбов продавочного раствора в трубах, закачиваемые цементировочным агрегатом на различных скоростях:

для чего определяем коэффициенты a,b,c

Длина столба продавочной жидкости на 4 скорости:

На 3 скорости:

На 2 скорости:

в) определяем объёмы продавочной жидкости, закачиваемые цементным агрегатом на различных скоростях

с) определяем время продавки цементного раствора

Определяем общее время цементирования

Т = ТЗ + Тпр = 61+214 =275 мин

Определяем количество цементировочных агрегатов

Так как при цементировании работают четыре цементно-смесительных машины, то необходимо минимально принять два цементировочных агрегата.

Еще необходимо предусмотреть один ЦА для подачи воды и один ЦА как запасной. Итого необходимо 6 ЦА, из них 4 - рабочих

Определяем фактическую скорость восходящего потока цементного раствора при пяти рабочих цементировочных агрегата

Таким образом, для организации процесса цементирования эксплуатационной колонны диаметром 140 мм, спущенной на глубину 3400 м, при подъеме цементного раствора до глубины 2100 м необходимо 43,3 т цемента, 3 СМН-20, количество продавочной жидкости 44,23 м3, плотностью 1280 кг/м3 и 6 ед. цементировочных агрегатов типа ЦА-320 М.

ТЕХНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЦЕМЕНТИРОВОЧНЫХ АГРЕГАТОВ

Таблица

№ п.п.

Варианты

Индекс, Размер.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

1

Диаметр скважины

D скв, мм

216

216

190

190

216

190

216

216

216

190

216

190

216

216

216

216

2

Диаметр эксплуатационной колонны

D к, мм

168

146

140

140

146

140

146

168

168

140

146

140

146

168

168

146

3

Толщина стенки труб (средн.)

д, мм

9

8

7

7

8

7

8

9

8

7

8

7

8

8

9

8

4

Глубина спуска колонны

L, м

2500

2700

2900

3100

3300

3500

2500

2600

2800

3000

3200

3400

3600

2800

3100

3400

5

Высота цементного стакана в колоне

h, м

15

20

25

15

20

25

15

20

25

30

15

20

25

30

15

20

6

Высота подъема цементного раствора от башмака колонны

Н, м

1000

1200

1400

1600

1800

2000

1200

1400

1500

1700

1900

2100

2300

1500

1600

2000

7

Плотность промывочной и продавочной жидкостей

с р, кг/м3

1150

1200

1250

1300

1120

1160

1180

1200

1220

1240

1260

1280

1210

1230

1250

1150

8

Плотность сухого цемента

с ц, кг/м3

3100

3150

3200

3000

3150

3200

3000

3100

3150

3050

3200

3000

3050

3100

3150

3200

9

Водоцементные отношения

m

0,45

0,5

0,55

0,45

0,5

0,55

0,45

0,5

0,5

0,45

0,5

0,45

0,45

0,5

0,5

0,55

10

Коэффициент кавернозности

K v

1,2

1,25

1,15

1,3

1,15

1,2

1,25

1,3

1,35

1,4

1,15

1,2

1,25

1,3

1,35

1,4

11

Скорость в затрубном пространстве

V з.п, м/сек

1,5

1,6

1,7

2,0

1,5

1,6

1,7

1,8

1,9

2,0

1,4

1,6

1,8

2,0

1,3

1,2

12

Структурная вязкость продавочного раствора

з р, мПа*с

10

12

14

16

18

20

9

11

13

15

17

19

21

10

12

14

13

Структурная вязкость цементного раствора

з ц, мПа*с

25

27

29

31

33

35

24

26

28

30

32

34

36

25

26

27

14

Динамическое напряжение сдвига промывочной жидкости

ф о р

5

6

7

8

5

6

7

8

5

6

7

8

5

6

7

8

15

Динамическое напряжение сдвига цементного раствора

ф о ц

10

11

12

13

14

15

10

11

12

13

14

15

10

11

12

13

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Соловьев Е.М. Заканчивание скважин. Москва. Недра, 1979г.

2. Подгорнов В.М. Практикум по заканчиванию скважин. Москва. Недра, 1984г.

3. Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня. Москва. Недра, 1990г.

4. Соловьев Е.М. Задачник по заканчиванию скважин. Москва. Недра, 1979г.

5. Манюшевский В.С. и др. Справочное руководство по тампонажным материалам Москва. Недра, 1987г.

Размещено на Allbest.ru


Подобные документы

  • Цель цементирования скважин. Тампонажные материалы, применяемые при цементировании. Организация процесса цементирования. Установка цементного моста, выбор раствора. Осложнения при цементировании ствола скважины. Охрана окружающей среды при цементировании.

    курсовая работа [115,1 K], добавлен 14.12.2008

  • Понятие о нефтяной залежи. Источники пластовой энергии. Приток жидкости к перфорированной скважине. Режимы разработки нефтяных месторождений. Конструкция оборудования забоев скважин. Кислотные обработки терригенных коллекторов. Техника перфорации скважин.

    презентация [5,1 M], добавлен 24.10.2013

  • Технические средства направленного бурения скважин. Компоновки низа бурильной колонны для направленного бурения. Бурение горизонтальных скважин, их преимущества на поздних стадиях разработки месторождения. Основные критерии выбора профиля скважины.

    презентация [2,8 M], добавлен 02.05.2014

  • История бурения нефтяных и газовых скважин, способы их бурения. Особенности вращательного бурения. Породоразрушающие инструменты (буровые, лопастные, алмазные долота). Инструмент для отбора керна. Оборудование для бурения, буровые промывочные жидкости.

    курсовая работа [2,2 M], добавлен 27.09.2013

  • Определение значения числа Рейнольдса у стенки скважины перфорированной эксплуатационной колонны. Расчет количества жидкости в нагнетательной скважине для поддержания давления. Определение пьезометрического уровня на забое скважины для сохранения дебита.

    контрольная работа [534,6 K], добавлен 12.06.2013

  • Определение особенностей обсадных колонн, предназначенных для изоляции стенок скважин. Анализ условий нагружения обсадной колонны, которые зависят от глубины ее спуска, сложности строения геологического разреза, назначения скважины и назначения колонны.

    курсовая работа [925,2 K], добавлен 05.02.2022

  • Характеристика целей, видов и технологий исследования скважин. Описание приборов и оборудования для данного исследования. Особенности построения индикаторных диаграмм. Методы расчета параметров призабойной зоны и коэффициента продуктивности скважины.

    курсовая работа [11,7 M], добавлен 27.02.2010

  • Расчет конструкции скважины, числа спущенных в нее обсадных колон, их длины, диаметра и интервала цементирования. Определение диаметра долота под эксплуатационную и промежуточную колонну. Внутренний диаметр обсадной трубы скважины под кондуктор.

    контрольная работа [16,6 K], добавлен 19.11.2013

  • Характеристика геологического строения Самотлорского месторождения и продуктивных пластов. Гидродинамические исследования водонагнетательных скважин. Свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений.

    курсовая работа [59,6 K], добавлен 14.11.2013

  • Описание основных способов добычи нефти. Характеристика оборудования для эксплуатации нефтяных скважин фонтанным способом: арматура, запорные и регулирующие устройства, фланцевые соединения. Особенности и принцип действия газлифтной эксплуатации скважин.

    реферат [8,7 M], добавлен 17.05.2012

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.