Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Технология заканчивания скважины №623 Конитлорского месторождения



1. Геологическия часть

1.1 Краткая характеристика геологического разреза Конитлорского месторождения

скважина месторождение колонна пласт

Геологический разрез Конитлорского месторождения представлен мощной толщей терригенных отложений мезозойско-кайнозойского осадочного чехла, залегающих со стратиграфическим несогласием непосредственно на отложениях до юрского основания.

В пределах Конитлорского месторождения развиты только отложения среднеюрского подкомплекса (тюменская свита). Осадки тюменской свиты накапливались в континентальных условиях озерной равнины и представлены линзовидным переслаиванием сероцветных алевролито-глинистых пород.

Стратиграфический разрез Конитлорского месторождения

Глубина залегания	Стратиграфическое подразделение	Элементы залегания	Коэффициент кавернозности
От	До	Название	Индекс	Угол	Азимут
0	40	Четвертичные отложения	Q	0.3	118	1,5
40	75	Журавская свита	P2/3	0.3	118	1.5
75	200	Новомихайловская свита	P2/3	0.3	118	1.5
200	75	Атлымская свита	P1/3	0.3	118	1.5
275	425	Чеганская свита	P1/3-P3/2	0.3	118	1.5
425	640	Люлинворская свита	P2/2	0.3	118	1.5
640	750	Талицкая свита	P1	0.3	118	1.3
750	825	Ганькинская свита	K2	0.3	118	1.3
825	960	Березовская свита	K2	0.45	118	1.3
960	980	Кузнецовская свита	K2	0.45	118	1.25
980	1760	Покурская свита	K2+K1	0.45	118	1.25
1760	1870	Алымская свита	K1	1.35	118	1.25
1870	2400	Вартовская свита	K1	1.45	118	1,25
2400	2700	Мегионская свита	К1	0.3	118	1.2
2700	2750	Баженовская свита	Ю0	0.3	118	1.1
2750	2755	Георгиевская свита	Ю0	0.3	118	1.1
2755	2800	Васюганская свита	Ю1	0.3	118	1.08
2800	2910	Тюменская свита	Ю1	0.3	118	1.08

Литологическая характеристика разреза

Глубина залегания	Стратиграфическое подразделение	Краткое название	Описание
от	до	название	индекс
0	40	Четвертичные отложения	Q	Пески, супеси, суглинки, глины, алевролиты.	Неравномерное чередование песков, суглинков, глин и алевролитов, с включениями растительных остатков.
40	75	Журавская свита	P2/3	Глины, алевролиты.	Алевролиты глинистые серые, зеленоватые однородные.
75	200	Новомихайловская свита	P2/3	Глины, пески	Неравномерное чередование глин, песков, алевролитов. Встречаются прослои бурых углей. Глины серы, бурые. Пески серые светло серые местами глинистые
200	275	Атлымская свита	P1/3-3/2	Глины.	Глины зеленые, серые, с прослоями алевролита, опоковидные с гнездами пирита и глауконита.
275	425	Чеганская свита	P2/2	Глины.	Глины зеленые вязкие с гнездами алевролита, встречаются прослои песчаных глин.
425	640	Люлиноворская свита	P2/2	Глины, опоки.	Глины зеленые, серые, с прослоями алевролита, опоковидные с гнездами пирита и глауконита.
640	750	Талицкая свита	P1	Глины.	Глины темносере, однородные местами алевролитистые с тонкими прослоями кварцево-глауконитового алевролита.
750	825	Галькинская свита	K2	Глины, опоки	Глины серые, темно-серые, однородные известковистые.
825	960	Березовская свита	K2	Глины, пески.	Глины серые, темно-серые, с голубовато-зеленоватым оттенком, однородные опоки светло-серые.
960	980	Кузнецовская свита	K2	Глины, песчаники, алевролиты.	Глины серые, темно-сере. Чередование пластов песчаников, глин, алевролитов и песка. Пески и песчаники светло-серые. Алевролиты серые. Глины серые и алевритовые.
980	1760	Покурская свита	K2+K1	Глины, песчаники, пески, алевролиты	Чередование пластов песчаников, песков, алевролитов и глин. Пески и песчаники светло-серые. Алевролиты серые. Глины серые и алевритовые.
1760	1870	Алымская свита	K1	Глины.	Глины серые, темно-серые, местами алевролитистые с прослойками серых алевролитов.
1870	2400	Вартовская свита	K1	Песчаники, алевролиты, аргиллиты	Переслаивание песчани-ков светло-серых, глин серых, аргеллитов серых алевролитистых.
1870	2700	Мегионская свита	К1	Песчаники, глины. алевролиты, аргиллиты.	Неравномерное чередование песчаников, глин, суглинков и алевролитов. Песчаники серые светло - серые оркозовые и полимиктовые. Алевролиты и аргеллиты серого и темно серого цвета реже зеленовато-серого и коричневого встречаются редкие прослои буровато серых глинистых сидеритов.
2700	2750	Баженовская свита	Ю0	Аргиллиты битуминозные	Аргилиты битуминозные почти черны с включениями рыбного детрита. В осном пачки конкреции фосфоритов. В кровле прослои глинистых известняков.
2750	2755	Георгиевская свита	Ю0	Аргиллиты битуминозные	Аргиллиты слабо-битуминозные с включениями зенрен глауконита.
2755	2800	Васюганская свита	Ю1	Аргиллиты	Аргилиты темно-серые битуминозные почти черные с прослоями алевролита и рыбного детрита
2755	2910	Тюменская свита	Ю2	Песчаники нефтенасыщенные. Глины.	Песчаники серые, светло-серые нефтенасыщенные с прослоями серых глин. Глины серые, темносе рые, местами алевролитистые с прослойками серых алевролитов.



2. Проектирование конструкции скважины

1. Эксплуатационная колонна

Эксплуатационная колонна диаметром 139.7 мм (121,7 внутренний) спускается на глубину 2900 м, и цементируется до устья.

Определяем расчетный диаметр долота по формуле

где d_м - диаметр муфты колонну 139.7 мм, d_м = 153,7 мм;

2д = - разность между стенкой скважины и муфтой обсадной колонны, 2д = 20 мм

Ближайший нормализованный диаметр. по ГОСТ 20696-2003 Д_д.н.= 171,4

2. Хвостовик

Определяем расчетный диаметр долота под хвостовик по формуле

где Д_в.э.к. - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, Д_в.э.к = 121,7 мм

2? - радиальный зазор между

Ближайший нормализованный диаметр. по ГОСТ 20692.80 Д_д.н.= 114,3 мм

Определяем диаметр труб под хвостовик

Ближайший нормализованный диаметр труб под хвостовик по ГОСТ 632.80 Д_хв= 96 мм.

3. Техническая колонна

Определяем внутренний диаметр технической колонны

где Д_э.к. - диаметр эксплуатационной колонны.

2? - радиальный зазор между обсадной колонной и долотом

Определяем внешний диаметр технической колонны

где Д_в.т.к - внутренний диаметр технической колонны, мм

д = - толщина стенки колонны

По ГОСТ 632-80 определяем ближайший, Д_н.т.к = 219,1 мм, Д_м = 244,5 мм

Определяем диаметр долота под техническую колонну

где d_м - диаметр муфты технической колонны, d_м = 244,5 мм;

2д = - разность между стенкой скважины и муфтой обсадной колонны, 2д = 25 мм

По ГОСТ 20696-2003 определяем нормализованный диаметр, Д_д.н.= 269,9 мм

4. Кондуктор

Определяем внутренний диаметр кондуктора

где Д_д.т.к - диаметр долота под техническую колонну, мм

2? - радиальный зазор между обсадной колонной и долотом, мм

Определяем наружный диаметр кондуктора

где Д_в.к - внутренний диаметр кондуктора, мм

2д = - толщина стенки колонны

По ГОСТ 632-80 определяем ближайший, Д_н.к = 323,9 мм, Д_м = 351 мм

Определяем расчетный диаметр долота под кондуктор

где d_м - диаметр муфты технической колонны, d_м = 244,5 мм;

д = - разность между стенкой скважины и муфтой обсадной колонны, 2д = 35 мм

По ГОСТ 20696-2003 определяем нормализованный диаметр, Д_д.н.= 393,7 мм

5. Направление

Определяем внутренний диаметр направления



где Д_д.т.к - диаметр долота под кондуктор, мм

2? - радиальный зазор между обсадной колонной и долотом, мм

Определяем наружный диаметрнаправления

где Д_в.т.к - внутренний диаметр технической колонны, мм

д = - толщина стенки колонны

По ГОСТ 632-80 определяем ближайший, Д_н.н = 426 мм, Д_м = 451 мм

Определяем расчетный диаметр долота под направление

где d_м - диаметр муфты технической колонны, d_м = 244,5 мм;

д = - разность между стенкой скважины и муфтой обсадной колонны, 2д = 35 мм

По ГОСТ 20696-2003 определяем нормализованный диаметр, Д_д.н.= 490 мм

Сводная таблица конструкции скважины

Колонна	Наружный диаметр (мм)	Глубина спуска (м)	Диаметр долота (мм)
Направление	426	30	490
Кондуктор	323,9	400	393,7
Техническая колонна	219,1	1680	269,9
Эксплуатационная колонна	139,7	2900	171,4
Хвостовик	96	2850-3150	114,3



3. Расчет обсадных колонн

3.1 Расчет направления

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

Вес колонны определяется по формуле

(3)

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

l - глубина спуска трубы, м.

3.2 Расчет кондуктора

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

Вес колонны определяется по формуле 3

3.3 Расчет технической колонны

Исходные данные:

L = 1400 м. - глубина спуска.

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

L₀ = 200 м, расстояние до проницаемого горизонта.

Пластовое давление на L = 400 м. P_пл = 0,2 МПа., L = 1680 м., Р_пл = 10 МПа.

Плотности жидкостей:

с_ц = 1,9 г/см³

с_р= с_ос=1,25 г./см³

г=0,6 - плотность газа по воздуху.

м=0,8 - коэффициент сжимаемости газа.

n₁= 1,1

n₂=1,15

n₃=1,3

Построение эпюр внутренних давлений

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

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

P_пл - пластовое давление на глубине 1680 м;

Z - проекция скважины на вертикаль, м

L_ГНВП - глубина проявляющего горизонта, м;

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

L₀ - расстояние до проницаемого горизонта, L₀ = 200 м;

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

где Р_пл - давление пластовое на глубине 1880 м;

e^S - показатель степени;

где L - расстояние до проявляющего горизонта, м;

Z - проекция на вертикаль, м.

г - плотность газа по воздуху.

Z = 1680; L = 1880

Z = 0; L = 1880



Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

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

H = 0; Z = 0.

где г_ц - плотность цементного раствора;

г_р - плотность раствора.

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

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

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

Z = 0

Z = L = 1680



Определение внутреннего давления при углублении скважины после ОЗЦ

Z = 0

Z = L =1680

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Определение наружных давлений при окончании цементирования

Z = h = 0

Z = l =1680

Построение эпюр избыточных наружных давлений при окончании цементирования

Z = 0

Z = 1680 

Рассчитываем избыточные давления в процессе дальнейшего углубления скважины

Z = 0

Z = l =1680

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

Z = 0

Z = l=1680

где P_г._р - гидростатика раствора.

Р_г.г - гидростатика газа

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



Z = 0

Z = l = 1680

Выбор труб и расчет технической колонны колонн.

ГОСТ 632-80

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

По ГОСТ 632-80 выбираем трубы диаметром 219 мм.

Параметры труб

Номер секции	Интервал установки	Толщина стенки (мм)	Группа прочности	Q - удельный вес кг/м	Длинна секции (м)	Вес секции (т)
1	0-1680	6.7	Д	35,1	1680	58,9



3.4 Расчет эксплуатационной колонны

г_ц = 1,8

г_р =1,2

г_ж.и. =1

г_г = 0,66

n₁ = 1,1

n₂ = 1,15

n₃= 1,15

m - 0,88 - коэффициент сжимаемости газа

Р_пл = 42 МПа

Р_к.э = 1 МПа

Т_у = 274 K

Т_L = 320 K

Т_ср = 297 K

L - 2900 - глубина спуска

H_п.г - 3200ч3267 м - продуктивный горизонт

Построение эпюр внутренних давлений в период ввода скважины в эксплуатации

где Р_пл - давление пластовое на глубине 2900 м, Р_пл = 42 МПа;

с - плотность пластового флюида

g - 9,81

H - глубина

Z =0

Z =2900



Построение эпюр наружных давлений в период ввода скважины в эксплуатацию

где г_р - плотность раствора

г_ц - плотность цемента

Z - проекция скважины на вертикаль.

k - коэффициент разгрузки цементного кольца

P_пл - пластовое давление.

Z = 0

Z = 1450

Z = 2900

Построение эпюр наружных давлений по окончании эксплуатации

Z = 0

Z = 1450

Z = 2900 

Построение эпюр избыточных наружных давлений при окончании эксплуатации

Z = 0

Z = 1450

Z = 2900



Построение эпюр избыточных внутренних давлений при испытании скважины на герметичность

Z = 0

Z = 2900

3.5 Выбор труб и расчет эксплуатационной колоны

ГОСТ 632-80

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



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

Параметры труб

Номер секции	Интервал установки	Толщина стенки (мм)	Группа прочности	Q - удельный вес кг/м	Длинна секции (м)	Вес секции (т)
1	0-2900	10,5	Д	33,6	2900	97,4

3.6 Расчет цементирования направления

Д_д = 0,490 мм

Д_о.к = 0,426 мм

г_ц = 1,8

В/Ц = 0,5

h = 30 м

k_ц = 1.05 - потери цемента

k_к = 1.1

1. Расчет количества тампонажного раствора

где k_к - коэффициент кавернозности, k_к = 1,1

D_c - диаметр скважины, м

Д_н - наружный диаметр, Д_н = 0,426, м

H_ц - интервал цементирования, м

h_ц - высота цементного стакана, м

2. Определяем количество сухого цемента



где k_ц - потери цемента, К_ц = 1,05;

m - водоцементное соотношение, m = 0,5;

г_ц - плотность цементного раствора;

V_ц - требуемый объем цементного раствора, V_ц = 2,8

3. Определяем количество воды

где k_в - коэффициент учитывающий потери воды, k_в = 1,1;

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

4. Определяем объем продавочной жидкости

где d_вн - внутренний диаметр направления, м.

H - длина колонны, м

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

5. Определяем давление в конце цементирования.

Применяем цементировочную головку ГЦУ 426 - 10

Должно выполнятся условие P₁ ? [P₁]

где P₁ - давление в конце цементирования, МПа;

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

P_гс = давление необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений

h_ц - высота поднятия цемента, м

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

г_ц - плотность цементного раствора;

г_р - плотность бурового раствора.

Условие P₁ ? [P₁] выполняется.

5. Давление на цементировочном агрегате

Должно выполнятся условие P₂ ? [P₂]

где P₂ - давление в конце цементирования, МПа;

[P₂] - давление развиваемое цем. агрегатом на IV, [P₂] = 60 Ат.

P₂ ? [P₂] - условие выполняется

6. Давление на забое в момент окончания цементирования

где H - высота поднятия цемента за колонной, м

г_ц - плотность цементного раствора, кг/м³;

7. Определяем подачу насосов

Скорости течения цементного раствора в кольцевом пространстве v_в выбирается исходя из:

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

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

где v_в - скорость течения цементного раствора;

Д_с - диаметр скважины;

d_н - наружный диаметр колонны.

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

8. Определяем количество цем. агрегатов

где Q - необходимая подача насосов

Q_i = подача развиваемая 1 цем. агрегатом

9. Находим необходимое число цементосмесительных машин

где Q_ц - масса сухого цемента, Q_ц = 3,5 т

V_бун - вместимость бункера цементосмесительной машины, для цементосмесительной машины 2СМН-20, V_бун = 14,5 м³;

с_ж - насыпная масса цемента, 1,2 кг/м³

10. Предусматриваем закачивание 0,98 объема продавочного раствора с помощью n-1, 5-1 = 4 агрегатов (ЦА-320М) при подаче Q_IV = 14.5 дм3/с. Оставшиеся 0,02 объема продавочного раствора будут закачиваться одним агрегатом при Q_IV =14.5 дм³/с, что необходимо для ловли момента «стоп» момента посадки верхней разделительной пробки на упорное кольцо.

12. Определяем продолжительность цементирования.

где V_ц - объем цементного раствора;

V_пр - объем жидкости продавки;

n - количество цем. агрегатов.

13. Выбираем тампонажный цементный раствор для цементирования обсадной колонны, характеризующийся началом загустевания не мение:



где t_ц - время цементирования.

3.7 Расчет цементирования кондуктора

1. Расчет количества тампонажного раствора

где k_к - коэффициент кавернозности, k_к = 1,1

D_c - диаметр скважины, D_c = 0,393 м

Д_н - наружный диаметр, Д_н = 0,323 м

H_ц - интервал цементирования, H_ц = 400

h_ц - высота цементного стакана, h_ц =10 м

2. Определяем количество сухого цемента

где k_ц - потери цемента, К_ц = 1,05;

m - водоцементное соотношение, m = 0,45;

г_ц - плотность цементного раствора;

V_ц - требуемый объем цементного раствора, V_ц = 22,7

3. Определяем количество воды



где k_в - коэффициент учитывающий потери воды, k_в = 1,1;

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

4. Определяем объем продавочной жидкости

где d_вн - внутренний диаметр кондуктора, м.

H - длина колонны, м

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

5. Определяем давление в конце цементирования.

Применяем цементировочную головку ГЦУ 321 - 10

Должно выполнятся условие P₁ ? [P₁]

где P₁ - давление в конце цементирования, МПа;

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

P_гс = давление необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений

h_ц - высота поднятия цемента, м

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

г_ц - плотность цементного раствора;

г_р - плотность бурового раствора.

Условие P₁ ? [P₁] выполняется.

5. Давление на цементировочном агрегате

Должно выполнятся условие P₂ ? [P₂]

где P₂ - давление в конце цементирования, МПа;

[P₂] - давление развиваемое цем. агрегатом, [P₂] = 60 Ат.

6. Давление на забое в момент окончания цементирования

где H - высота поднятия цемента за колонной, м

г_ц - плотность цементного раствора, кг/м³;

7. Определяем подачу насосов

где v_в - скорость течения цементного раствора;

Д_с - диаметр скважины;

d_н - наружный диаметр колонны.

Для цементировочного агрегата 320М производительность на IV скорости Q_IV = 14.5 дм³/с при диаметре втулки 125 мм, а давление Р_IV = 6 МПа, т.е. заданный режим (по давлению) обеспечится при использовании этого цементировочного агрегата [1, 368].

8. Определяем количество цем. агрегатов



где Q - необходимая подача насосов

Q_i = подача развиваемая 1 цем. агрегатом

9. Находим необходимое число цементосмесительных машин

где Q_ц - масса сухого цемента, Q_ц = 30,41 т

V_бун - вместимость бункера цементосмесительной машины, для цементосмесительной машины 2СМН-20, V_бун = 14,5 м³;

с_ж - насыпная масса цемента, 1,2 кг/м³

10. Предусматриваем закачивание 0,98 объема продавочного раствора с помощью n-1, 5-1 = 4 агрегатов (ЦА-320М) при подаче Q_IV = 14.5 дм3/с. Оставшиеся 0,02 объема продавочного раствора будут закачиваться одним агрегатом при Q_IV =14.5 дм³/с, что необходимо для ловли момента «стоп» момента посадки верхней разделительной пробки на упорное кольцо.

12. Определяем продолжительность цементирования.

где V_ц - объем цементного раствора;

V_пр - объем жидкости продавки;

n - количество цем. агрегатов.

13. Выбираем тампонажный цементный раствор для цементирования обсадной колонны, характеризующийся началом загустевания не мение:

где t_ц - время цементирования.

3.8 Расчет цементирования технической колонны

1. Расчет количества тампонажного раствора

где k_к - коэффициент кавернозности, k_к = 1,15

D_c - диаметр скважины, D_c = 0,269 м

Д_н - наружный диаметр, Д_н = 0,219 м

H_ц - интервал цементирования, H_ц = 400

h_ц - высота цементного стакана, h_ц =10 м

2. Определяем количество сухого цемента

где k_ц - потери цемента, К_ц = 1,05;

m - водоцементное соотношение, m = 0,4;

г_ц - плотность цементного раствора;

V_ц - требуемый объем цементного раствора, V_ц = 37,2

3. Определяем количество воды

где k_в - коэффициент учитывающий потери воды, k_в = 1,1;

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

4. Определяем объем продавочной жидкости

где d_вн - внутренний диаметр колонны, м.

H - длина колонны, м

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

5. Определяем давление в конце цементирования.

Применяем цементировочную головку ГЦУ 219 - 32

Должно выполнятся условие P₁ ? [P₁]

где P₁ - давление в конце цементирования, МПа;

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

P_гс = давление необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений

h_ц - высота поднятия цемента, м

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

г_ц - плотность цементного раствора;

г_р - плотность бурового раствора.

Условие P₁ ? [P₁] выполняется.

5. Давление на цементировочном агрегате

Должно выполнятся условие P₂ ? [P₂]

где P₂ - давление в конце цементирования, МПа;

[P₂] - давление развиваемое цем. агрегатом на III скорости с диаметром втулки 125 мм, [P₂] = 190 Ат.

6. Давление на забое в момент окончания цементирования

где H - высота поднятия цемента за колонной, м

г_ц - плотность цементного раствора, кг/м³;

7. Определяем подачу насосов

где v_в - скорость течения цементного раствора;

Д_с - диаметр скважины;

d_н - наружный диаметр колонны.

Для цементировочного агрегата 320М производительность на Ш скорости Q_III = 4.3 дм³/с при диаметре втулки 125 мм, а давление Р_III = 19 МПа, т.е. заданный режим (по давлению) обеспечится при использовании этого цементировочного агрегата.

8. Определяем количество цем. агрегатов

где Q - необходимая подача насосов

Q_i = подача развиваемая 1 цем. агрегатом

9. Находим необходимое число цементосмесительных машин

где Q_ц - масса сухого цемента, Q_ц = 30,41 т

V_бун - вместимость бункера цементосмесительной машины, для цементосмесительной машины 2СМН-20, V_бун = 14,5 м³;

с_ж - насыпная масса цемента, 1,2 кг/м³

10. Предусматриваем закачивание 0,98 объема продавочного раствора с помощью n-1, 3-1 = 2 агрегатов (ЦА-320М) при подаче Q_IV = 4,3дм3/с. Оставшиеся 0,02 объема продавочного раствора будут закачиваться одним агрегатом при Q_IV =4,3 дм³/с, что необходимо для ловли момента «стоп» момента посадки верхней разделительной пробки на упорное кольцо.

12. Определяем продолжительность цементирования.



где V_ц - объем цементного раствора;

V_пр - объем жидкости продавки;

n - количество цем. агрегатов.

13. Выбираем тампонажный цементный раствор для цементирования обсадной колонны, характеризующийся началом загустевания не менее

где t_ц - время цементирования.

3.9 Расчет цементирования эксплуатационной колонны

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

Исходные данные:

Д_д = 171,4 мм.

Д_ок = 139,7 мм.

d_в = 118,7 мм.

г_ц =1,8 г/см³

г_р =1,2 (г/см³)

В/Ц = 0,5

H = 2900 м.

k_ц = 1.05 - потери цемента.

k_к=1.13

Расчет цементирования первой ступени

1. Расчет количества тампонажного раствора

где k_к - коэффициент кавернозности, k_к = 1,13

D_c - диаметр скважины, D_c = 0,171 м

Д_н - наружный диаметр, Д_н = 0,139 м

H_ц - интервал цементирования, H_ц = 500

h_ц - высота цементного стакана, h_ц =10 м

2. Определяем количество сухого цемента

где k_ц - потери цемента, К_ц = 1,05;

m - водоцементное соотношение, m = 0,4;

г_ц - плотность цементного раствора;

V_ц - требуемый объем цементного раствора, V_ц = 37,2

3. Определяем количество воды



где k_в - коэффициент учитывающий потери воды, k_в = 1,1;

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

4. Определяем объем продавочной жидкости

где d_вн - внутренний диаметр колонны, м.

H - длина колонны, м

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

5. Определяем давление в конце цементирования.

Применяем цементировочную головку ГЦУ 140 - 40

Должно выполнятся условие P₁ ? [P₁]

где P₁ - давление в конце цементирования, МПа;

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

P_гс = давление необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений

h_ц - высота поднятия цемента, м

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

г_ц - плотность цементного раствора;

г_р - плотность бурового раствора.

Условие P₁ ? [P₁] выполняется.

5. Давление на цементировочном агрегате

Должно выполнятся условие P₂ ? [P₂]

где P₂ - давление в конце цементирования, МПа;

[P₂] - давление развиваемое цем. агрегатом на III скорости с диаметром втулки 115 мм, [P₂] = 80 Ат.

6. Давление на забое в момент окончания цементирования

где H - высота поднятия цемента за колонной, м

г_ц - плотность цементного раствора, кг/м³;

h_бр - высота столба буровецкого раствора за колонной

7. Определяем подачу насосов

где v_в - скорость течения цементного раствора;

Д_с - диаметр скважины;

d_н - наружный диаметр колонны.

Для цементировочного агрегата 320М производительность на Ш скорости Q_III = 10,7 дм³/с при диаметре втулки 115 мм, а давление Р_III = 8 МПа, т.е. заданный режим (по давлению) обеспечится при использовании этого цементировочного агрегата.

8. Определяем количество цем. агрегатов



где Q - необходимая подача насосов

Q_i = подача развиваемая 1 цем. агрегатом

9. Находим необходимое число цементосмесительных машин

где Q_ц - масса сухого цемента, Q_ц = 30,41 т

V_бун - вместимость бункера цементосмесительной машины, для цементосмесительной машины 2СМН-20, V_бун = 14,5 м³;

с_ж - насыпная масса цемента, 1,2 кг/м³

10. Предусматриваем закачивание 0,98 объема продавочного раствора с помощью n-1, 3-1 = 2 агрегатов (ЦА-320М) при подаче Q_IV = 10,7 дм³/с. Оставшиеся 0,02 объема продавочного раствора будут закачиваться одним агрегатом при Q_IV =10,7 дм³/с, что необходимо для ловли момента «стоп» момента посадки верхней разделительной пробки на упорное кольцо.

12. Определяем продолжительность цементирования.

где V_ц - объем цементного раствора;

V_пр - объем жидкости продавки;

n - количество цем. агрегатов.

13. Выбираем тампонажный цементный раствор для цементирования обсадной колонны, характеризующийся началом загустевания не менее

где t_ц - время цементирования.

Расчет цементирования второй ступени

1. Расчет количества тампонажного раствора

где k_к - коэффициент кавернозности, k_к = 1,13

D_c - диаметр скважины, D_c = 0,171 м

Д_н - наружный диаметр, Д_н = 0,139 м

H_ц - интервал цементирования, H_ц = 2400

h_ц - высота цементного стакана, h_ц =10 м

2. Определяем количество сухого цемента

где k_ц - потери цемента, К_ц = 1,05;

m - водоцементное соотношение, m = 0,5;

г_ц - плотность цементного раствора;

V_ц - требуемый объем цементного раствора, V_ц = 37,2

3. Определяем количество воды

где k_в - коэффициент учитывающий потери воды, k_в = 1,1;

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

4. Определяем объем продавочной жидкости

где d_вн - внутренний диаметр колонны, м.

H - длина колонны, м

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

5. Определяем давление в конце цементирования

Применяем цементировочную головку ГЦУ 140 - 40

Должно выполнятся условие P₁ ? [P₁]

где P₁ - давление в конце цементирования, МПа;

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

P_гс = давление необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений

h_ц - высота поднятия цемента, м

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

г_ц - плотность цементного раствора;

г_р - плотность бурового раствора.

Условие P₁ ? [P₁] выполняется.

5. Давление на цементировочном агрегате

Должно выполнятся условие P₂ ? [P₂]

где P₂ - давление в конце цементирования, МПа;

[P₂] - давление развиваемое цем. агрегатом на II скорости с диаметром втулки 125 мм, [P₂] = 190 Ат.

6. Давление на забое в момент окончания цементирования

где H - высота поднятия цемента за колонной, м

г_ц - плотность цементного раствора, кг/м³;

h_бр - высота столба буровецкого раствора за колонной

7. Определяем подачу насосов

где v_в - скорость течения цементного раствора;

Д_с - диаметр скважины;

d_н - наружный диаметр колонны.

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

8. Определяем количество цем. агрегатов

где Q - необходимая подача насосов

Q_i = подача развиваемая 1 цем. агрегатом

9. Находим необходимое число цементосмесительных машин

где Q_ц - масса сухого цемента, Q_ц = 30,41 т

V_бун - вместимость бункера цементосмесительной машины, для цементосмесительной машины 2СМН-20, V_бун = 14,5 м³;

с_ж - насыпная масса цемента, 1,2 кг/м³

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

12. Определяем продолжительность цементирования.

где V_ц - объем цементного раствора;

V_пр - объем жидкости продавки;

n - количество цем. агрегатов.

13. Выбираем тампонажный цементный раствор для цементирования обсадной колонны, характеризующийся началом загустевания не менее

где t_ц - время цементирования.



4. Обоснование способа контроля качества цементирования

Основным критерием качества цементирования обсадных колонн считают результаты опробованных продуктивных горизонтов и вызова притока пластовых флюидов, а также отсутствие продукции других горизонтов, т.е. недопущение межпластовых перетоков и различного рода нефте-, газо-, водопроявлений.

С целью повышения информативности акустической цементометрии желательно использовать приставки к наземной аппаратуре цементомера, позволяющие регистрировать полный акустический сигнал, подающий в приемник цементомера. На основе интерпретации характеристик полного акустического сигнала достаточно уверенно можно оценивать состояние контакта цементного камня с породой, учитывая влияние факторов на результаты измерений.

Качество цементирования оценивают следующими показателями:

1) высота подъёма тампонажного раствора в затрубном пространстве,

2) полнота замещения бурового раствора тампонажным раствором,

3) равномерность распределения цементного камня в затрубном пространстве,

4) сцепление цементного камня с обсадной колонной и стенками скважины,

5) герметичность зацементированной обсадной колонны и затрубного пространства.

Высота подъёма тампонажного раствора в затрубном пространстве определяется с помощью методов термометрии, радиоактивной и акустической цементометрии, а также визуально при его закачке.

Наиболее эффективным методом, позволяющим получить максимальную информацию о качестве цементирования обсадной колонны независимо от температуры и плотности тампонажного камня, является акустическая цементометрия. Для контроля качества цементирования обсадных колонн применяем акустические цементометры АКЦ-1 и АКЦ-2. Путем совместной интерпретации кривых акустической цементограммы представляется возможным:

- определить высоту подъёма тампонажного раствора за обсадной колонной;

- оценить состояние контакта цементного камня с колонной, а в некоторых случаях и с породой в кольцевом пространстве;

- исследовать процессы формирования цементного камня в затрубном пространстве во времени и оценить степень влияния на камень различных нагрузок, испытываемых обсадной колонной при перфорации, избыточных внутренних давлениях и выполнении технологических операций в скважине.

- На практике промысловых работ качество цементирования обсадных колонн до начата опробования скважины оценивают по косвенным показателям, которые получают с помощью геофизических методов, использование которых ограничено тем, что обсадная колонна магнитно непроницаема. К числу таких методов относятся: термический метод, им определяется высота подъема тампонажного раствора за обсадной колонной методом термокаротажа, который основан на принципе измерения температурных аномалий в цементируемой колонне с помощью электротермометра; радиоактивный метод, им определяется положение цементного раствора или камня, который предварительно активирован радиоактивными изотопами, в затрубном пространстве скважины; акустический метод основан на использовании зависимости интенсивности затухания скорости и частоты ультразвуковых колебаний от упругих и поглощающих свойств окружающей среды.

- После истечения установленного времени ожидания затвердевания цементного раствора и проверки качества цементирования геофизическими способами обсадная колонна подвергается испытанию на герметичность и прочность. Герметичность и прочность обсадной колонны проверяют созданием внутреннего или избыточного внешнего давления путем нагнетания в колонну жидкости или газа. Кондуктор, как правило, испытывают путем создания избыточного внутреннего гидравлического давления, а эксплуатационная колонна двумя способами: созданием внутреннего избыточного давления; снижением уровня жидкости в колонне. Избыточное внутреннее давление создают цементировочным агрегатом, после ОЗЦ, подсоединенным посредством цементировочной головки к исследуемой колонне. После создания внутреннего давления через 5 минут начинают наблюдение за характером его изменения. Обсадная колонна считается герметичной, если по истечении 30 минут наблюдений снижение не превышает 0,5 МПа при давлении опрессовки 12 МПа.

- После испытания скважины составляется акт, в котором указывается результат и заключение комиссии



5. Выбор способа освоения скважины, организация процесса освоения

5.1 Вторичное вскрытие пласта

Основная задача вторичного вскрытия - создание совершенной гидродинамической связи между скважиной и продуктивным пластом без отрицательного воздействия на коллекторские свойства призабойной зоны пласта, без значительных деформаций обсадных колонн и цементной оболочки. Решение этой задачи обеспечивается правильным выбором условий перфорации, перфорационной среды, оптимального для данных условий типоразмера стреляющей аппаратуры и оптимальной плотности перфорации. В настоящее время широкое распространение получило 3 вида перфорации: пулевая, кумулятивная и гидропескоструйная. Кумулятивная перфорация, применяемая на большинстве месторождений Западной Сибири, отвечает оптимальным техническим требованиям по воздействию на конструкцию скважины.

Выбор перфоратора проводим по табл. 9.3 [4]. Наиболее подходит к данным условиям перфоратор кумулятивный бескорпусной ПКС - 105У. Характеристика перфоратора представлена в табл.

Техническая характеристика перфоратора ПКС - 105У

Техническая характеристика	50; 80 100; 150 10 118 1-3 12
Максимальное гидростатическое давление, МПа Максимальная температура, С0 Минимальное гидростатическое давление в скважине, МПа Минимальный внутренний диаметр обсадной колонны, мм Число труб в интервале перфорации Средний диаметр канала, мм



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

Существует несколько разновидностей доставки перфоратора в интервал перфорирования:

на геофизическом кабеле;

на НКТ

в НКТ

Выбираем первый способ доставки, так как он подходит для нашего перфоратора и не требует дополнительных затрат времени и действий бригады освоения (на спуск НКТ). Перфорационную среду представляет раствор СаCl, плотностью 1,06 г./см³, которым производили продавку тампонажных растворов. Вторичное вскрытие пласта на проектной репрессии в 2-3 МПа.

5.2 Вызов притока флюида

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

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

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

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

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

Весьма наглядна зависимость режима работы скважины от способа вызова притока в тех случаях, когда продуктивная часть объекта приурочена к водоплавающим частям залежи, высоконапорный водоносный пласт залегает близко к продуктивному пласту, скважины находятся недалеко от водонефтяного, газонефтяного или газоводяного контакта, продуктивный пласт состоит из несцементированных или слабосцементированных песков. В этих условиях чрезвычайно важно плавное снижение давления на забое скважины при вызове притока.

Понижение давления у забоя скважины может быть достигнуто следующими способами:

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

2. Заменой бурового раствора водой;

3. Снижением уровня жидкости в скважине (свабирование, поршневание);

4. Использованием аэрированных жидкостей и пенных систем;

5. Поршневанием с подкачкой газообразного агента;

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

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

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

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

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

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

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

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

3. Задвижку в затрубном пространстве закрывают только тогда, когда половина нижней буферной жидкости окажется в затрубном пространстве. После этого начинается продавливание в пласт находящейся в НКТ второй

Половины нижней буферной жидкости, заданного объема пены и всего объема верхней буферной жидкости водным раствором ПАВ концентрацией 0,1-0,2%.

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

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

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

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

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

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



Список литературы

1. СТО ИрГТУ.005-2007

2. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. Москва 1997 г.

3. Калинин А.Г., Левицкий А.З., Мессер А.Г., Соловьев Н.В. «Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые»: Справочное пособие. Под ред. А.Г. Калинина. - М.:ООО «Недра Бизнесцентр», 2001.

4. ГОСТ 20696 - 2003 Долота шарошечные. Технические условия

5. ГОСТ 632.80 Трубы обсадные и муфты к ним. Технические условия

6. corp.prommash.su. Головки цементировочные универсальные ГЦУ

Размещено на Allbest.ru