Расчет параметров цементирования эксплуатационной колоны

Размещено на http://allbest.ru

Расчет параметров цементирования эксплуатационной колоны

Введение

эксплуатационный колонна скважина

Цементирование эксплуатационной колонны является одним из важнейших завершающих процессов проводки скважин. Для цементирования необходимо: определить высоту подъема цементного раствора за колонной; выбрать способ цементирования; выбрать тампонирующий материал; рассчитать количество цементосмесительных, цементировочных и других машин; четко организовать проведение цементирования.

В связи с повышенными требованиями к герметичности газовых скважин весь комплекс работ следует выполнять с особой тщательностью, учитывая конкретные особенности газовых и газоконденсатных месторождений: большие глубины, высокие или аномально низкие пластовые давления, высокие устьевые давления, высокий геотермический градиент, наличие в газе коррозийных примесей, поглощение цементных растворов и некоторые другие специфические особенности разрезов скважины.

При цементирование эксплуатационной колонны вскрытие продуктивных пластов, в основном, осуществляют долотом того же диаметра, что и бурение вышележащего интервала. Эксплуатационная колонна спускается до забоя скважины, а цементный раствор за колонной поднимается на большую высоту вплоть до устья скважины. При этом на продуктивный пласт при цементировании создается высокое гидродинамическое давление, которое обеспечивает проникновение цементного раствора в поры и трещины продуктивного пласта и часто приводит к гидроразрыву пласта с последующим уходом в него значительных объемов цементного раствора, на что указывают нередкие случаи недоподъема цементного раствора до расчетного уровня.

Вот почему весьма важной задачей при цементировании эксплуатационной колонны является снижение гидродинамического давления цементного раствора на продуктивный пласт и, по возможности, полное исключение контакта цементного раствора с продуктивным пластом.

Целью курсовой работы является определение параметров цементирования.

1.Подготовка к цементированию эксплуатационной колонны

Порядок подготовки к цементированию: за 6-7 сут. до проведения цементирования в тампонажную контору подают заявку. При этом сообщают следующие данные: номер скважины и название площади; глубину спуска колонны; номинальные диаметры обсадной колонны и ствола; требуемый объем цементирующей смеси с учетом кавернозности ствола; плотность промывочной жидкости; температуры: статическую на проектной глубине спуска обсадной колонны; промывочной жидкости у устья в момент восстановления циркуляции после проведения спуско-подъемной операции и после двух циклов циркуляции; проектную высоту подъема тампонажного раствора в кольцевом пространстве; общее состояние ствола (наличие осыпей породы, поглощений и др.).

В случае, если при цементировании используют материалы бурового предприятия, в тампонажную контору доставляют среднюю пробу вяжущего материала, глины и воды, из которой будут затворять вяжущие вещества. Для более правильного подбора рецептур и контроля свойств тампонажного раствора тампонажная контора предоставляет реагенты для регулирования свойств этих растворов.

Как правило, эксплуатационные колонны в газовых и газоконденсатных скважинах (если позволяют геологические условия) следует цементировать облегченными тампонирующими смесями. Состав и параметры тампонирующих материалов и растворов смесей определяют в лаборатории и согласовывают с буровыми предприятиями.

Требуемое количество компонентов тампонажных смесей для проведения цементирования рассчитывают по фактическому объему колонны, определенному по кавернограмме на заданной высоте подъема смеси. За 12 ч до начала процесса цементирования па буровую должны быть доставлены компоненты тампонирующей смеси и начата бункеровка СМН. При использовании готовой смеси последняя должна быть доставлена на буровую за 8 ч до начала цементирования.

Прибывшие на буровую ЦА и СМН расставляют по схеме, намеченной планом цементирования. К моменту окончания спуска обсадной колонны ЦА и СМН должны быть обвязаны, линии и узлы соединений до устьевой арматуры АУ-5 опрессованы, набрана вода для затворения смеси, в которую должны быть добавлены химические реагенты в соответствии с рецептурой. При наличии газопроявлений при ступать к цементированию нельзя.

Обсадные колонны цементируют с обязательным использованием устьевой арматуры АУ-5. В соответствии с конкретными условиями на скважине, выявленными в процессе спуска обсадной колонны, ответственные лица бурового предприятия и тампонажной конторы вносят коррективы, уточняющие план работы по цементированию. Для лучшего замещения промывочной жидкости цементным раствором в процессе его движения в затрубном пространстве следует: а) расхаживать колонну до окончания цементирования (исключение могут составлять колонны глубоких скважин, рассчитанные с минимальным запасом прочности); б) понижать статическое напряжение сдвига промывочной жидкости перед закачкой цементного раствора; в) закачивать перед цементным раствором буферную жидкость в количестве, допустимом по расчету предотвращения выброса; г) обеспечить скорость подъема цементного раствора в затрубном пространстве при цементировании из расчета обеспечения турбулентного режима движения растворов, если возникающие гидродинамические давления не вызывают опасности поглощения промывочной жидкости; д) обеспечить центрирование обсадных колонн и применение цементировочных пробок. После допуска обсадной колонны до проектной глубины скважину промывают в течение 1-2 циклов с доведением параметров промывочной жидкости до величин, обусловленных планом работ по спуску колонны. Подача насосов при этом должна обеспечивать скорость подъема в затрубном пространстве, равную той, же скорости, которая была при бурении нижнего интервала ствола. В скважинах, в которых нет опасений гидроразрывов пластов и, следовательно, поглощений, промывку необходимо проводить с максимально возможной подачей. Величины давлений при промывке позволят уточнять интенсивность затворения тампонажного раствора и очередность включения в работу СМН и ЦА. Промежуточные промывки производят через промывочную головку. а последнюю промывку после окончания спуска колонны - через цементировочную головку со специальным отводом для подсоединения бурового рукава и вентиля под манометр. Промывочной головкой буровую обеспечивает предприятие бурения, а цементировочной головкой - тампонажная контора до окончания спуска колонны.

2.Технология цементирования

Технология цементирования складывалась на основе многолетнего практического опыта и совершенствовалась с использованием достижений науки и техники. На современном уровне она включает систему отработанных норм и правил выполнения цементировочных работ, а также типовые схемы организации процесса цементирования. В каждом конкретном случае технологию цементирования уточняют в зависимости от конструкции и состояния ствола скважины, протяженности цементируемого интервала, горно-геологических условий, уровня оснащенности техническими средствами и опыта проведения цементировочных работ в данном районе. Применяемая технология должна обеспечить: цементирование предусмотренного интервала по всей его протяженности; полное замещение промывочной жидкости тампонажным раствором в пределах цементируемого интервала; предохранение тампонажного раствора от попадания в него промывочной жидкости; получение цементного камня с необходимыми механическими свойствами, с высокой стойкостью и низкой проницаемостью; обеспечение хорошего сцепления цементного камня с обсадной колонной и стенками скважины. При разработке технологии цементирования для конкретных условий прежде всего подбирают такой способ который должен обеспечить подъем тампонажного раствора на заданную высоту, заполнение им всего предусмотренного интервала (а если есть необходимость, то и защиту некоторого интервала от проникновения тампонажного раствора), предохранение тампонажного раствора от попадания в него промывочной жидкости при движении по обсадной колонне. Наиболее полное замещение промывочной жидкости происходит при турбулентном режиме (98%), худшие показатели (42%) дает струйный режим. Тщательное регулирование реологических свойств промывочной жидкости, заполняющей скважину перед цементированием, с целью снижения вязкости и статического напряжения сдвига до минимально допустимых значений; нагнетание тампонажного раствора в за трубное пространство со скоростями течения, обеспечивающими турбулентный режим; применение соответствующих буферных жидкостей на разделе промывочной жидкости и тампонажного раствора; При разработке технологии подбирают тампонажный материал, рецептуру и свойства тампонажного раствора, определяют режим закачки и продавки тампонажного раствора, суммарную продолжительность цементировочных работ и промежуток времени, необходимый для формирования в затрубном пространстве цементного камня с достаточной прочностью, позволяющей возобновить работы в скважине.

Одноцикловое цементирование с двумя пробками

Способ одноциклового цементирования с двумя пробками был предложен в 1905 г. бакинским инженером А. А. Богушевским. По этому способу после завершения подготовительных работ в колонну вводят нижнюю пробку с проходным каналом, временно перекрытым диафрагмой. На верхний конец колонны навинчивают цементировочную головку и приступают к закачке тампонажного раствора, который тут же приготавливают в смесительной установке. Когда весь расчетный объем цементного раствора закачан в скважину, освобождают верхнюю пробку, которая до этого удерживалась в цементировочной головке шпильками. Начиная с этого момента в обсадную колонну подают продавочную жидкость, под давлением которой верхняя пробка гонит вниз столб цементного раствора. Вследствие своей более высокой плотности цементный раствор под собственным весом вытесняет промывочную жидкость, что отмечается по падению давления на цементировочной головке. Как только нижняя пробка достигнет упорного кольца, давление над ней повысится и под его воздействием диафрагма, перекрывающая канал в нижней пробке, разрушится; при этом наблюдается повышение давления на 4 - 5 МПа. После разрушения диафрагмы раствору открывается путь в затрубное пространство контролируют. Когда до окончания продавки остается 1 - 2 м3 продавочной жидкости, интенсивность подачи резко снижают. Закачку прекращают, как только обе пробки (верхняя и нижняя) войдут в контакт; этот момент отмечается по резкому повышению давления на цементировочной головке. В обсадной колонне под упорным кольцом остается некоторое количество раствора, образующего стакан высотой 15 - 20 м. Если колонна оснащена обратным клапаном, можно приоткрыть краны на цементировочной головке и снизить давление.

Двухступенчатое (двух цикловое) цементирование

Двухступенчатым цементированием называется раздельное последовательное цементирование двух интервалов в стволе скважины (нижнего и верхнего). Этот способ по сравнению с предыдущим имеет ряд преимуществ. В частности он позволяет: снизить гидростатическое давление на пласт при высоких уровнях подъема цемента, существенно увеличить высоту подъема цементного раствора в за трубном пространстве без значительного роста давления нагнетания, уменьшить загрязнение цементного раствора от смешения его с промывочной жидкостью в затрубном пространстве, избежать воздействия высоких температур на свойства цементного раствора, используемого в верхнем интервале, что, в свою очередь, позволяет более правильно подбирать цементный раствор по условиям цементируемого интервала. Для осуществления двухступенчатого цементирования в обсадной, колонне на уровне, соответствующем низу верхнего интервала, устанавливают специальную заливочную муфту Подготовку скважины к цементированию ведут тем же путем, что был описан выше. После промывки скважины и установки на колонну цементировочной головки приступают к закачке первой порции цементного раствора, соответствующей цементируемому объему первой ступени. Закачав нужный объем цементного раствора, в колонну вводят верхнюю пробку первой ступени, которая беспрепятственно проходит через заливочную муфту. Продавочной жидкостью вытесняют раствор в затрубное пространство. После закачки объема продавочной жидкости, равного внутреннему объему обсадной колонны в интервале между заливочной муфтой и упорным кольцом, освобождают находящуюся в цементировочной головке нижнюю пробку второй ступени. Достигнув заливочной муфты, пробка садится во втулку и под давлением смещает ее вниз, открывая сквозные отверстия в муфте. Сигналом открытия отверстий является резкое падение давления нагнетания.

Существуют две разновидности способа двухступенчатого цементирования. По одной из них тампонажный раствор для цементирования второй ступени закачивают тотчас за нижней пробкой второй ступени - это так называемый способ непрерывного цементирования. В другом случае после открытия отверстий в заливочной муфте возобновляют циркуляцию бурового раствора, а тампонажный раствор второй ступени подают в скважину спустя некоторое время, например, требуемое для схватывания раствора первой порции, - такое цементирование называется двухступенчатым с разрывом. Этот способ позволяет повысить качество цементирования нижнего интервала за счет регулирования гидродинамического давления в затрубном пространстве.

Третью пробку (верхняя пробка второй ступени) вводят в колонну после подачи всего расчетного объема раствора для цементирования второй ступени. За третьей пробкой в скважину нагнетают продавочную жидкость. Эта пробка задерживается в заливочной муфте и под давлением смещает вниз втулку, которая перекрывает отверстия. Резкое повышение давления сигнализирует о завершении цементирования. После этого скважину оставляют в покое для формирования цементного камня.

Рис 1 Заливочная муфта для ступенчатого цементирования.

Манжетный способ цементирования

Манжетный способ цементирования применяют в тех случаях, когда необходимо предупредить загрязнение цементным раствором продуктивных горизонтов с низким пластовым давлением или избежать попадания цементного раствора в зону расположения фильтра. Против нижней отметки интервала цементирования в обсадной колонне устанавливают муфту с проходными отверстиями для пропуска раствора в затрубное пространство и металлической или брезентовой манжетой снаружи. При закачке цементного раствора манжета раскрывается и перекрывает затрубное пространство таким образом, что раствор может проходить только в одном направлении - вверх. Внутри колонны ниже муфты помещают клапан, который перекрывает доступ в нижнюю часть колонны. Цементирование потайных колонн и секций, подразумевает собой спуск обсадной колонны секциями, а также потайной колонны осуществляют на колонне бурильных труб, с которой они соединены переводником с левой резьбой. Для цементирования секций и потайных колонн используют способ одно-циклового цементирования с одной разделительной пробкой. Она состоит из двух частей: проходной пробки, имеющей наружный диаметр, соответствующий внутреннему диаметру цементируемых труб (она закрепляется шпильками на разъединителе нижнего конца бурильной колонны), и упругой пробки малого диаметра, которая свободно может проходить по колонне бурильных труб. Упругую пробку вводят в бурильную колонну вслед за тампонажным раствором, под давлением продавочной жидкости она опускается до проходной пробки и задерживается в ней. Под воздействием возрастающего давления шпильки, удерживающие проходную пробку на бурильной колонне, срезаются, и обе пробки как одно целое перемещаются вниз до упорного кольца. Сигналом полного продавливания раствора в затрубное пространство служит повышение давления нагнетания. Для промывки колонны бурильных труб от оставшегося в них цементного раствора в нижнем переводнике с помощью шара, сбрасываемого в колонну, открывают проточные отверстия. Потоком промывочной жидкости остатки цементного раствора вымываются из колонны.

Рис 2 Манжетный способ цементирования

Буферные жидкости

Под буферной жидкостью понимают промежуточную жидкость между буровым и тампонажным растворами, которая способствует повышению коагуляции бурового раствора в зоне его смешения с тампонажным качества цементирования скважин и облегчает проведение процесса цементирования. При отсутствии буферных жидкостей в результате наблюдается рост давления в 1,4-1,8 раза, при этом коэффициент вытеснения бурового раствора не превышает 0,4-0,6. В настоящее время в мировой практике используются около 100 рецептур буферных жидкостей, что связано с применением их для решения большого круга задач, возникающих при цементировании. С целью выбора для каждой конкретной операции оптимальных рецептур разработаны различные классификации.

Классификация буферных жидкостей по их свойствам и составу положена в основу действующего ГОСТа. По физическим свойствам буферные жидкости подразделяются на вязкоупругие и вязкие, которые, в свою очередь, делятся на высоковязкие и низковязкие. Большинство буферных жидкостей - низковязкие. В комплексе мероприятий, обеспечивающих высокую степень вытеснения бурового раствора из колонного пространства и удаление глинистых корок со стенок скважины, одним из основных является использование буферных жидкостей. По составу применяемые буферные жидкости можно разделить на однофазные, двухфазные, трехфазные. К однофазным относятся вода, вода с растворенными материалами (хлористый натрий, хлористый кальций, пирофосфат натрия), нефть, газ, кислоты (грязевая, соляная).Двухфазные буферные жидкости состоят из жидкости и твердых нерастворимых (обычно абразивных) добавок (вода с пуццоланом, вода с кварцевым песком или цементом, нефть с песком или баритом).Трехфазные буферные жидкости состоят из жидкой (вода, нефть), газообразной (азот, воздух) фаз и твердых веществ (кварцевый песок, пуццолан, цемент). В них вводят также хорошо растворимые реагенты (диспергаторы, эмульгаторы, стабилизаторы, турбулизаторы и др.). Известны буферные жидкости, каждый компонент которых выполняет определенные функции. Универсальные буферные жидкости, пригодные для широкого использования при всех условиях бурения, отсутствуют, поэтому в отечественной практике применяют следующие виды буферных жидкостей: утяжеленные (на солевой или полимерной основе), комбинированные, аэрированные, эрозионные, незамерзающие, жидкости с низким показателем фильтрации, вязкоупругий разделитель, нефть и нефтепродукты, растворы кислот и воду.

Виды буферных жидкостей и технология их применения

Буферные жидкости классифицируют по их основе: на водной, нефтяной, полимерной или на основе других органических соединений.

По воздействию на стенки скважины выделяют абразивные и неабразивные буферные жидкости; при этом в составе первых содержатся кварцевый песок, опока или другие абразивы, способные разрушать глинистую корку на стенках скважины. Кроме того, буферные жидкости могут различаться по степени физико-химического воздействия на глинистую корку и застойные зоны глинистого раствора (в результате добавок кислот, щелочей, растворов ПАВ); плотности и устойчивости к температурному воздействию. Ниже приведены краткие сведения о некоторых видах буферных жидкостей. Вода в качестве буферной жидкости при цементировании обсадных колонн в скважинах, пробуренных в устойчивых породах, широко используют воду. Она обладает сравнительно хорошими вымывающими свойствами по отношению к цементным и буровым растворам. Перед закачкой в скважину в ряде случаев в воде растворяют ПАВ (сульфонол, дисольван, НЧК и т.д.), которые улучшают смывание остатков буровых растворов со стенок скважины. При использовании утяжеленных буровых растворов в качестве буферной жидкости воду применять нецелесообразно во избежание выпадения утяжелителя из буровых растворов в осадок в зоне их контакта с водой. Высоту столба закачиваемой буферной воды выбирают максимально возможной для конкретных геолого-технических условий. Утяжеленные буферные жидкости на основе водных растворов некоторых солей или на полимерной основе применяют в условиях, когда в геологическом разрезе скважин встречаются соляные купола и хемогенные отложения, осложненные интервалы в виде осыпей и обвалов пород, зоны с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД) и применение больших объемов легких жидкостей связано с опасностью возникновения осложнений.

Буферные жидкости на основе водных растворов NaCl, CaCl₂ и других солей характеризуются относительно высокими плотностями (по сравнению с водой), которые изменяются в широком диапазоне. Ниже приведена плотность буферных жидкостей (в г/см³, не более) на основе водных растворов.

NaCl ……………………….……….1,2

CaCl₂ ……………………….……….1,4

ZnCl₂ ………………………….……1,57

FeCl₃…………………………..…... 1,55

Fe2(SO4) ….……………………..…1,61

Для предотвращения отрицательного воздействия растворов солей на свойства контактирующих с ними буровых и тампонажных растворов перед ними и после них закачивают небольшие порции пресной воды объемом, составляющим примерно десятую долю объема буферной жидкости.

Для разделения бурового и тампонажного растворов повышенной плотности при цементировании используют утяжеленные буферные жидкости на полимерной основе, которые рекомендуются для температурных условий в скважине до 200 °С. Если буровой раствор содержит кальциевые соли в концентрации более 0,3 %, то применение такой буферной жидкости исключается. Утяжеленная буферная жидкость состоит из гипана, барита и воды. Для получения буферной жидкости плотностью 1,72,4 г/см³ компоненты используют в следующем соотношении (массовая доля): 4-8 частей 10%-ного гипана, 1-4 части воды на 10-20 частей барита. Стабильность систем как при нормальных, так и при высоких температурах обеспечивается определенным соотношением гипана и воды. Например, для получения буферной жидкости плотностью 1,9-2,15 г/см³ соотношение 10%-ного раствора гидролизованного полиакрилонитрила и воды должно быть 6:1, а количество барита будет зависеть от его плотности и влажности. Для предупреждения чрезмерного повышения вязкости буферной жидкости при увеличении ее плотности отношение полиакрилонитрила к воде изменяют в сторону уменьшения, а при уменьшении - наоборот. Растворы кислот. Эти растворы предназначены для удаления фильтрационной корки, остатков бурового раствора со стенок скважины и рекомендуются к применению при цементировании скважин, к изоляции которых предъявляются повышенные требования. Они представляют собой 8-15%-ный раствор соляной кислоты или водный раствор сульфаминовой кислоты 20%-ной концентрации. Объем буферной жидкости для разрушения фильтрационной корки должен быть равен объему кольцевого пространства скважины в интервале продуктивного пласта. В качестве тампонажного материала в этом случае рекомендуется применять пластифицированные цементные или гельцементные растворы с пониженным показателем фильтрации. Эрозионная буферная жидкость. Водопесчаные эрозионные буферные жидкости целесообразно применять при цементировании скважин, стволы которых имеют большие каверны, а стенки сложены глинистыми породами. При добавлении в воду до 400 кг кварцевого песка на 1 м³ поток турбулизуется при низких скоростях закачки продавочной жидкости и становится абразивным для глинистой корки.

Стабилизация буферной жидкости достигается добавкой в нее КМЦ и цемента. Дозировку их подбирают лабораторным анализом по скорости оседания частиц в исследуемой суспензии. Эрозионные буферные жидкости готовят с помощью цементно-смесительных машин, воронки-смесителя или непосредственно в приемном чане. При первом способе приготовления водопесчаной смеси песок загружают механически, а при двух последних - вручную. Твердую фазу дозируют подбором режимов работы цементно-смесительной машины и цементировочного агрегата или специальным дозирующим устройством. Незамерзающая буферная жидкость. При цементировании скважины в условиях распространения многолетнемерзлых пород использование воды в качестве буферной жидкости недопустимо, поскольку в затрубном пространстве может образоваться лед, что приведет к смятию обсадных колонн. Незамерзающую буферную жидкость приготовляют непосредственно на буровой перед цементированием скважины. Для этого в мерную емкость цементировочного агрегата подают необходимое количество технической воды. Затем в приемном чане 100%-ный диэтиленгликоль смешивают с водой в пропорции 3:7 и полученный раствор откачивают в агрегат. После тщательного перемешивания на приготовленном водном растворе диэтиленгликоля с помощью цементосмесителя или воронки- смесителя затворяют песчаную суспензию, которую затем закачивают в скважину. Буферная жидкость с низким показателем фильтрации. Такую жидкость целесообразно использовать при цементировании обсадных колонн на месторождениях с низкими пластовыми давлениями при наличии в разрезе поглощающих пластов или пропластков, склонных к осыпям и обвалам при воздействии на них воды. Особенно нежелательно попадание воды из буферной жидкости в продуктивные горизонты, поскольку это снижает их коллекторские свойства. При испытаниях буферной жидкости, показатель фильтрации которой соизмерим с показателем фильтрации бурового раствора, подтверждена ее эффективность, обеспечена более полная очистка заколонного пространства, улучшена адгезия цементного камня с обсадной колонной.

Буферная жидкость с низким показателем фильтрации состоит из технической воды, обработанной 1,5-2 % карбофена и 3-5 % кальцинированной соды, и имеет по прибору ВМ-6 показатель фильтрации 6-30 см³/30 мин. Предварительно растворенная сода облегчает растворение карбофена. Для соленосных разрезов после растворения карбофена воду засолоняют до повышения ее плотности до 1,11,2 г/см³.В качестве стабилизатора применяют высокомолекулярные соединения (КМЦ, гипан, метас, полиакриламид, крахмал и другие реагенты), используемые для регулирования показателя фильтрации буровых растворов. Кальцинированную соду вводят с целью регулирования сроков схватывания цементного раствора и предотвращения загущающего действия реагента- стабилизатора.

Вязкоупругие буферные жидкости. Вязкоупругий разделитель представляет собой трехкомпонентную гелеобразную смесь плотностью 1 г/см³. Он состоит из следующих компонентов: водного раствора полиакриламида 0,5%-ной концентрации по сухому продукту, водного раствора гексарезорциновой смолы 2 %-ной концентрации по твердому продукту (сухой 100 % ) и технического формалина 37-40%-ной концентрации по формальдегиду. Вязкоупругий разделитель может быть заготовлен заблаговременно, поскольку при длительном хранении в закрытых металлических емкостях он не теряет своих свойств. Технология цементирования скважины с использованием вязкоупругих жидкостей заключается в следующем. Требуемый объем вязкоупругого разделителя закачивают в обсадную колонну с помощью бурового насоса или бурового агрегата перед подачей цементного раствора; дальнейший процесс цементирования скважины ведется без изменения существующей технологии. Для обеспечения вытеснения бурового раствора из сужений и расширений ствола скважины и заполнения их цементным раствором скорость восходящего потока в кольцевом пространстве не должна превышать 0,5-0,7 м/с; при наличии в разрезе зон поглощения скорость прокачки может быть снижена. Комбинированная буферная жидкость на основе раствора с тампонирующими свойствами (РТС) содержит 6-10%-ный водный раствор сернокислого алюминия Al₂(SO₄)₃, а при отсутствии последнего - техническую воду и РТС.

Для простоты решения курсовой работы применим одноступенчатое цементирование и при выполнении расчетов используем цементосмесительную машину 2СМН-20, вместимостью бункера по сухому цементу 20т.

3.Тампонажные материалы

Тампонажные материалы. Это такие материалы, которые при затворении водой образуют суспензии, способные затем превратиться в твердый непроницаемый камень.

В зависимости от вида вяжущего материала. Тампонажные материалы делятся на: 1) тампонажный цемент на основе портландцемента; 2) тампонажный цемент на основе доменных шлаков; 3) тампонажный цемент на основе известково-песчаных смесей; 4) прочие тампонажные цементы (белиловые и др.).

При цементировании скважин применяют только два первых вида - тампонажные цементы на основе портландцемента и доменных шлаков.

К цементным растворам предъявляют следующие основные требования:

*подвижность раствора должна быть такой, чтобы его можно было закачивать в скважину насосами, и она должна сохраняться от момента приготовления раствора (затворения) до окончания процесса продавливания;

*структурообразование раствора, т. е. загустевание и схватывание после продавливания его за обсадную колонну, должно проходить быстро;

*цементный раствор на стадиях загустевания и схватывания и сформировавшийся камень должны быть непроницаемы для воды, нефти игаза;

*цементный камень, образующийся из цементного раствора, должен быть коррозионно- и температуроустойчивым, а его контакты с колонной и стенками скважины не должны нарушаться под действием нагрузок и перепадов давления, возникающих в обсадной колонне при различных технологических операциях.

В зависимости от добавок тампонажные цементы и их растворы подразделяют на песчаные, волокнистые, гельцементные, пуццолановые, сульфатостойкие, расширяющиеся, облегченные с низким показателем фильтрации, водоэмульсионные, нефте-цементные и др.В настоящее время номенклатура тампонажных цементов на основе портландцемента и шлака содержит:

1) тампонажные портландцементы для «холодных» и «горячих» скважин («холодный» цемент - для скважин с температурой до 500С, «горячий» - для температур до 1000С, плотность раствора 1,88 г/см3);

2) облегченные цементы для получения растворов плотностью 1,4 - 1,6 г/см3 на базе тампонажных портландцементов, а также на основе шлакопесчаной смеси (до температур 90 - 1400С), в качестве облегчающих добавок используют глино-порошки или молотые пемзу, трепел, опоку и др.;

3) утяжеленные цементы для получения растворов плотностью не менее 2,15 г/см3 на базе тампонажных портландцементов для температур, соответствующих «холодным» и «горячим» цементам, а также шлакопесчаной смеси для температур 90 - 1400С (в качестве утяжеляющих добавок используют магнетит, барит и др.);

4) термостойкие шлакопесчаные цементы для скважин с температурой 90 - 140 и 140 - 1800С;

5) низко гигроскопические тампонажные цементы, предназначенные для длительного хранения.

Регулируют свойства цементных растворов изменением водоцементного отношения (В:Ц), а также добавлением различных химических реагентов, ускоряющих или замедляющих сроки схватывания и твердения, снижающих вязкость и показатель фильтрации. В практике бурения в большинстве случаев применяют цементный раствор с В:Ц = 0,4 - 0,5. Нижний предел В:Ц ограничивается текучестью цементного раствора, верхний предел - снижением прочности цементного камня и удлинением срока схватывания. К ускорителям относятся хлористые кальций, калий и натрий; жидкое стекло (силикаты натрия и калия); кальцинированная сода; хлористый алюминий. Эти реагенты обеспечивают схватывание цементного раствора при отрицательных температурах и ускоряют схватывание при низких температурах (до 40 °С). Замедляют схватывание цементного раствора также химические реагенты, такие как гидролизованный полиакрилонитрил, карбоксиметилцеллюлоза, полиакриламид, сульфит-спиртовая барда, конденсированная сульфит-спиртовая барда, нитролигнин. Перечисленные реагенты оказывают комбинированное действие. Все они понижают фильтрацию и одновременно могут увеличивать или уменьшать подвижность цементного раствора. Для приготовления цементного раствора химические реагенты растворяют предварительно в жидкости затворения (вода).

Выбор тампонажного материала и способа цементирования

Успех цементировочных работ определяется техникой и технологией проведения процессов цементирования, качеством подготовительных работ, тампонажного материала и полнотой замещения бурового раствора тампонажным. Для выбора рецептуры тампонажного раствора при цементировании скважин не всегда можно по установленному геотермическому градиенту точно вычислить температуру забоя скважины.

При цементировании скважин необходимо знать статическую и динамическую температуры. Статическая температура -- это температура пород нетронутого массива. В скважинах температура забоя принимается близкой к статической, если буровой раствор в ней не циркулирует в течение 2 -- 4 сут. Под динамической температурой понимается установившаяся температура в скважине на некоторой глубине в процессе циркуляции в ней бурового раствора. Практически считается, что постоянная динамическая температура устанавливается в скважине после одного-двух циклов циркуляции бурового раствора. Динамическая температура на забое всегда ниже статической. Разность температур зависит от ряда геолого-технических и технологических условий и составляет для скважин глубиной до 6000 м десятки градусов. Однако в каждом конкретном случае ее следует проверять. Для первичного цементирования скважин рецептуру тампонажного раствора подбирают с учетом динамической температуры, для проведения повторных цементирований -- исходя из статической температуры. Требования к тампонажным материалам для цементирования нефтяных и газовых скважин в основном определяются геолого-техническими условиями в скважинах. Проблема выбора материалов сложна. Тампонажный раствор должен оставаться подвижным во время транспортирования в заколонное пространство и сразу же после прекращения процесса затвердеть в безусадочный камень с определенными физико-механическими свойствами. Указанные процессы происходят в стволе скважины сложной конфигурации, где температуры и давления изменяются с глубиной, имеются поглощающие и высоконапорные пласты, а также пласты с наличием минерализованных вод, нефти и газа. При таких изменяющихся условиях один тип цемента или одна и та же рецептура тампонажного раствора не могут быть одинаково приемлемы. Один тип цемента не может отвечать всем требованиям, связанным с разнообразием условий даже в одной скважине. Для осуществления процесса цементирования с наибольшим вытеснением бурового раствора тампонажным следует выполнить ряд специальных мероприятий. Такие мероприятия могут и не обеспечить полного вытеснения бурового раствора тампонажным, однако в интервалах обязательного заполнения тампонажным раствором этого добиться можно. Необходимо обеспечить контактирование тампонажного раствора со стенкой скважины и обсадной колонной. Применение комплекса технологических мероприятий с расхаживанием обсадных колонн при использовании скребков и других приспособлений изменит условия формирования тампонажного раствора. Качественное цементирование скважин следует планировать на стадии бурения, обеспечивая форму ствола, приближающуюся по конфигурации к цилиндру. Подвижность тампонажного раствора. Наиболее важное свойство тампонажного раствора -- его подвижность, т.е. способность легко прокачиваться по трубам в течение необходимого для проведения процесса цементирования времени. Подвижность (растекаемость) раствора устанавливается при помощи конуса АзНИИ. Это свойство тампонажных материалов определяется природой вяжущего, тонкостью помола, водоцементным отношением, количеством, степенью загрязненности и удельной поверхностью наполнителя, добавок, а также условиями, в которых раствор пребывает в течение процесса цементирования, временем и способом перемешивания раствора. Требуемая подвижность раствора обусловлена техникой и технологией проведения тампонажных работ и может быть изменена в желаемую сторону. Метод определения подвижности позволяет быстро подбирать количество воды при соответствующем составе смеси. Полученные при этом результаты могут рассматриваться как ориентировочные. Для глубоких скважин с малыми зазорами растекаемость тампонажных растворов рекомендуется повышать до 22 см. Раствор считается соответствующим ГОСТ 1581--91, если диаметр круга расплывшегося раствора не менее 180 мм при водоцементном отношении 0,5. Плотность тампонажного раствора -- одна из важнейших его характеристик. В процессе цементирования скважины плотность - практически пока единственный критерий для оценки качества тампонажного раствора. Колебания плотности тампонажного раствора при цементировании указывает на изменения его водоцементного отношения. Такие колебания считаются нарушением технологического режима процесса и могут привести к осложнениям, в частности, к повышению давления при цементировании. Особенно трудно на практике придерживаться заданной рецептуры при затворении цементных смесей, дающих облегченные тампонажные растворы. Уменьшение плотности -- это увеличение водоцементного отношения, что приводит к ухудшению свойств камня. Учитывая, что водоцементное отношение определяет и другие физико-механические свойства, необходимо строго контролировать изменение плотности тампонажного раствора при цементировании и не допускать отклонений от заданной величины. Процесс цементирования проходит обычно нормально, если колебания плотности не превышают 0,02 г/см3.Сроки схватывания тампонажных растворов. Пригодность тампонажного раствора для транспортирования в заколонное пространство скважины оценивается сроками схватывания. Для определения этих сроков при температурах 22 и 75 °С применяют прибор, называемый иглой Вика.

Началом схватывания считается время от момента затворения цемента водой до момента, когда игла, погружаясь в раствор, не доходит до нижней пластины на 0,5--1,0 мм, а концом схватывания -- время от момента затворения цемента водой до момента, когда игла, погружаясь в раствор, проникает в него не более, чем на 1 мм. Для определения сроков схватывания тампонажных растворов при высоких температурах и давлениях применяют специальный прибор - автоклав, рассчитанный на рабочее давление до 100 МПа и высокую температуру. Сроки схватывания тампонажных растворов подбирают исходя из конкретных условий. Консистенция тампонажного раствора. Для цементирования глубоких высокотемпературных скважин кроме сроков схватывания в статических условиях необходимо устанавливать изменение загустевания (консистенции) тампонажных растворов во времени в процессе их перемешивания. Для крепления скважины применим цементный раствор состоящий из смеси цемента водой. Для скважины с температурой на забое 90 C можно применить портландцемент. Портландцементы. Это порошкообразное вяжущее вещество, получаемое путем обжига до спекания и последующего тонкого измельчения смеси карбонатных и глинистых пород, подобранных с таким расчетом, чтобы в исходном сырье содержалось СаО от 60 до 75%, Al2O3 от 3 до 8%, SiO2 од 15 до 25% и Fe2O3 от 2 до 6%. В чистом виде портландцементы можно использовать в скважинах с температурой не выше 100 С; дальнейшее увеличение температуры весьма неблагоприятно сказывается на изоляционных свойствах камня.

4.Оборудование для цементирования скважин

К оборудованию, необходимому для цементирования скважин, относятся: цементировочные агрегаты, цементно-смесительные машины, цементировочная головка, заливочные пробки и другое мелкое оборудование (краны высокого давления, устройства для распределения раствора, гибкие металлические шланги и т. п.).

Цементировочные агрегаты. При помощи цементировочного агрегата производят затворение цемента (если не используется цементно-смесительная машина), закачивают цементный раствор в скважину, продавливают цементный раствор в затрубное пространство. Кроме того, цементировочные агрегаты используются и для других работ (установка цементных мостов, нефтяных ванн, испытание колонн на герметичность и др.

С учетом характера работ цементировочные агрегаты изготовляют передвижными с монтажом всего необходимого оборудования на грузовой автомашине. На открытой платформе автомашины смонтированы: поршневой насос высокого давления для прокачки цементного раствора; замерные баки, при помощи которых определяют количество жидкости, закачиваемой в колонну для продавки цементного раствора; двигатель для привода насоса. Для транспортирования тампонажных материалов к буровым скважинам и для механизированного приготовления растворов применяют цементно-смесительные машины и агрегаты, которые принято называть установками смесительными (УС). До создания этих машин цемент затворяли с помощью гидромешалок, засыпая вручную из мешков. Создание этих машин позволило механизировать и облегчить труд обслуживающего персонала, снизить потери сухого материала, повысить качество и стабильность свойств растворов, т.е. повысить качество цементирования скважин. Эти машины могут быть использованы также и для приготовления промывочных жидкостей и сухих смесей. Цементно-смесительные машины, имеющие в качестве основных узлов бункер, погрузочно-разгрузочное устройство и устройство для приготовления растворов, монтируют на автомобилях ил и прицепах. Существуют два типа смесительных машин: с механической и пневматической разгрузкой бункера. Распространение получили установки смесительные УС6-30, которые являются модернизацией цементно-смесительной машины с механической разгрузкой 2СМН-20.

5.Заключительные работы и проверка результатов цементирования эксплуатационной колонны

Продолжительность твердения цементных растворов для промежуточных и эксплуатационных колонн - 24 ч.

Продолжительность твердения различных цементирующих смесей (бентонитовых, шлаковых и др.) устанавливается в зависимости от данных предварительного их испытания с учетом температуры в стволе скважины.

При креплении высокотемпературных скважин для предупреждения возникновения значительных дополнительных усилий в период ОЗЦ рекомендуется оставлять колонну подвешенной на талевой системе. В случае увеличения веса на 2 - 3 деления по индикатору необходимо разгружать ее до веса, зафиксированного после ее спуска. За показаниями индикатора веса следует наблюдать на протяжении 10 - 12 ч после окончания цементирования. По истечении срока схватывания и твердения цементного раствора в скважину спускают электротермометр для определения фактической высоты подъема цементного раствора в затрубном пространстве. Верхнюю границу цемента определяют по резкому изменению температурной кривой. При схватывании и твердении цементного раствора наибольшее количество тепла выделяется в течение 5 - 10 ч после его затвердения, поэтому для получения четкой отбивки высоты подъема цементного раствора необходимо, чтобы электротермометр был спущен в течение 24 ч после окончания цементирования скважины.

Применение метода гамма-гамма-каротажа (ГГК) основано на измерении разности плотностей цементного камня и глинистого раствора. Сущность метода ГГК заключается в измерении рассеянного гамма-излучения от источника, помещенного на некотором расстоянии от индикаторов.

В последние годы широко используется акустический метод контроля качества цементирования скважин. Он основан на том, что часть обсадной колонны, не закрепленная цементным камнем, при испытании акустическим зондом характеризуется колебаниями значительно больших амплитуд по сравнению с высококачественно зацементированной колонной.

После определения высоты подъема цементного раствора и качества цементирования скважины приступают к обвязке устья скважины.

Благодаря конструктивным особенностям обвязок можно:

а) подвешивать промежуточные и эксплуатационные колонны на клиньях;

б) спрессовывать отдельные элементы обвязки в буровой;

в) контролировать давление в межтрубных пространствах.

Разбуривание должно вестись пикообразным неармированным долотом диаметром на 7 мм меньше внутреннего диаметра обсадной колонны, считая по самой толстостенной трубе. Обратный клапан может разбуриваться торцовым цилиндрическим фрезером, обеспечивающим сохранность колонны от повреждения.

Если предполагается разбурить только заливочные пробки, упорное кольцо «стоп» и цементный стакан до обратного клапана, то можно не оборудовать устье скважины противовыбросовой арматурой. Если же будет разбурен и обратный клапан, вскрыт фильтр или башмак зацементированной колонны, то устье необходимо оборудовать соответствующим образом.

Перед опрессовкой жидкость в колонне заменяют водой. При проверке герметичности давление опрессовки должно на 20 % превышать максимальное устьевое давление, которое может возникнуть при эксплуатации данной колонны.

Колонна считается герметичной, если не наблюдается перелива воды или выделения газа, а также если за 30 мин испытания давление снижается не более чем на 0,5 МПа при опрессовке давлением более 7 МПа и не более чем на 0,3 МПа при опрессовке давлением менее 7 МПа. Отсчет времени начинают спустя 5 мин после создания давления.

В разведочных скважинах герметичность колонны проверяют снижением уровня жидкости, если плотность бурового раствора была менее 1400 кг/м3, или заменой более тяжелого бурового раствора на воду. Колонна считается выдержавшей испытание, если уровень жидкости в течение 8 ч поднимается не более чем на 1 м в 146- и 190.5-мм колоннах и на 0,5 м в 190.6- и 219-мм колоннах и больше (не считая первоначального повышения уровня за счет стока жидкости со стенок колонны).

При испытании на герметичность может оказаться, что колонна негерметична. Одно из первоначальных мероприятий по устранению не герметичности - определение места утечки в колонне. Для этого проводят исследования резистивиметром, который служит для измерения удельного сопротивления жидкости. После замера электросопротивляемости однородной жидкости внутри колонны получают диаграмму равного сопротивления, выраженную прямой линией по оси ординат. Вызывая снижением уровня в колонне приток воды и вновь замеряя сопротивление, получают другую диаграмму, точки отклонения которой от первой диаграммы связаны с местом течи в колонне.

6. Расчет параметров цементирования эксплуатационной колонны

Диаметр колонны D_к=146 мм, (9мм толщина стенок)

Спущенной на глубину L=4100 м,

Диаметр скважины равен D_скв=190,5 мм,

Высота подъема цементного раствора от забоя Н = 4100м,

Высота цементного стакана h=15 м,

Плотность цементного порошка _с.р=1250 кг/м³,

Плотность промывочной жидкости _р=1220 кг/м³,

Коэффициент увеличения ствола скважины K_v=1,5

Водоцементное отношение m=0,5.

1. Определяется внутренний диаметр обсадной колонны:

146-(9*2)=128мм=0,128м

Определяется объем цементного раствора:

Определяется количество сухого цемента для приготовления 1 м³ цементного раствора:

Определяется плотность цементного раствора:

Определяется количество цемента и воды для приготовления цементного раствора:

Определяется количество сухого цемента с учетом потерь при затаривании:

Определяется количество цементно-смесительных машин:

Определяется количество продавочной жидкости:

Д--коэффициент учитывающий потери цемента при погрузочно-разгрузочных работах

Рассчитаем массу тампонажного цемента:

Рассчитаем количество цементосмесительных машин в зависимости от массы цемента :

Определяем количество работающих ЦА:

Заключение

Подводя итоги хочется сказать что от выполнения каждого этапа при строительстве скважины зависит конечный результат в виде добытой из скважины нефти а цементирование эксплуатационной колонны является одним из важнейших завершающих процессов проводки скважин. В ходе выполнения курсовой работы были рассмотрены различные способы и технологии цементирования эксплуатационной колоны, такие как одно циклового цементирования с двумя пробками, двухступенчатое (двух цикловое) цементирование, манжетный способ цементирования.

Каждый из которых выбирают в конкретном случае уточняют в зависимости от конструкции и состояния ствола скважины, протяженности цементируемого интервала, горно-геологических условий, уровня оснащенности техническими средствами и опыта проведения цементировочных работ в данном районе.

Второй частью курсовой работы производится расчет параметров цементирования эксплуатационной колоны, при котором вычисляются следующие параметры такие как: объём цементного раствора, количество сухого цемента для приготовления цементного раствора, количество цементосмесительных машин, объёмо-продавочной жидкости. Перечисленные выше параметры эта меньшая часть того что вычисляется в расчетной части.

Список литературы

1.Филин В.В. Разработка нефтяных и газовых скважин. Учеб. для вузов. --.: ТюмГНГУ , 2012. -- 552 с.

2.Бузинов С.Н. Технология \ксплуатации скважин. Обзорная информация -- Экспо Москва 2013--67 с.

3.Bадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. -- 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 2003. - 471 с. Пасарыгии Ю.М., Пулатов А.II., Проселков Ю.М. Закачивание скважин. Учеб. Пособие для вузов. -- М: ООО «НедраБизнес центр», 2000. -- 670 с.

4.Порожский К.П. Буровые комплексы. Екатеринбург изд. УГУ 2013--768 с

5.Елихин А.В. Бурения и освоение нефтяных и газовых скважин. Курс лекций. Томск--2013.

Размещено на Allbest.ru