Заканчивание скважин
Обоснование схемы оборудования устья скважины. Проектирование конструкции скважины. Определение наружных и внутренних давлений. Расчет обсадных колонн. Обоснование способа цементирования и расчет параметров процесса цементирования обсадных колонн.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | курсовая работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 14.11.2017 |
| Размер файла | 1,3 M |
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/
Размещено на http://www.allbest.ru/
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ
«УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ
УНИВЕРСИТЕТ»
Кафедра «Бурения нефтяных и газовых скважин»
Курсовой проект
«Заканчивание скважин»
Выполнил: ст.гр. БГБ-14-01 Ахмадеев Р.Д.
Проверил: научный руководитель Суфьянов К.Т.
1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ СОСТАВЛЕНИЯ ПРОЕКТА
Ниже представлены основные исходные данные.
Таблица 1.1 - Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности
|
Индекс стратиграфического подразделения |
Стратиграфическое подразделение |
Интервал по вертикали, м |
Коэффициент кавернозности |
||
|
от |
до |
||||
|
Q |
Четвертичная система |
0 |
40 |
1,5 |
|
|
P3h |
Туратасская система |
40 |
90 |
1,5 |
|
|
P3r |
Новомихайловская система |
90 |
175 |
1,5 |
|
|
P3r |
Алтымская свита |
175 |
280 |
1,5 |
|
|
P2 |
Тавдинская свита |
280 |
450 |
1,5 |
|
|
P1-P2 |
Люлинворская свита |
450 |
700 |
1,5 |
|
|
P1 |
Талицкая свита |
700 |
750 |
1,3 |
|
|
K2 |
Ганькинская свита |
750 |
805 |
1,3 |
|
|
K2 |
Березовская свита |
805 |
935 |
1,3 |
|
|
K2 |
Кузнецовская свита |
935 |
940 |
1,3 |
|
|
K2 |
Кузнецовская свита |
940 |
950 |
1,3 |
|
|
K1-K2 |
Покурская свита |
950 |
1356 |
1,3 |
|
|
K1-K2 |
Покурская свита |
1356 |
1750 |
1,1 |
|
|
K1 |
Алымская свита |
1750 |
1840 |
1,1 |
|
|
K1 |
Сангопайская свита |
1840 |
2035 |
1,1 |
|
|
K1 |
Усть-Балыкская |
2035 |
2310 |
1,1 |
|
|
K1 |
Сортымская свита |
2310 |
2744 |
1,1 |
|
|
J3- K1 |
Баженовская свита |
2744 |
2777 |
1,1 |
|
|
J3 |
Георгиевская свита |
2777 |
2778 |
1,1 |
|
|
J3 |
Васюганская свита |
2778 |
2841 |
1,1 |
|
|
J1-J2 |
Тюменская свита |
2841 |
2896 |
1,1 |
Таблица 1.2 - Давление по разрезу скважины
|
Индекс стратиграфического подразделения |
Интервал по вертикали, м |
Градиент давления кгс/см2/м |
|||||
|
пластового |
гидроразрыва |
||||||
|
от |
до |
в начале интервала |
в конце интервала |
в начале интервала |
в конце интервала |
||
|
Q-P3 |
0 |
90 |
0,100 |
0,100 |
0,22 |
0,22 |
|
|
P3 |
90 |
280 |
0,100 |
0,100 |
0,18 |
0,18 |
|
|
P3 |
280 |
450 |
0,100 |
0,100 |
0,19 |
0,19 |
|
|
P2 |
450 |
650 |
0,100 |
0,100 |
0,18 |
0,18 |
|
|
P1 |
650 |
750 |
0,100 |
0,100 |
0,2 |
0,2 |
|
|
K2-K1 |
750 |
1840 |
0,100 |
0,100 |
0,18 |
0,18 |
|
|
K1 |
1840 |
2310 |
0,100 |
0,103 |
0,175 |
0,175 |
|
|
K1 |
2310 |
2700 |
0,100 |
0,100 |
0,2 |
0,2 |
|
|
K1 |
2700 |
2744 |
0,100 |
0,100 |
0,185 |
0,185 |
|
|
J3-K1 |
2744 |
2777 |
0,100 |
0,100 |
0,17 |
0,17 |
|
|
J3-J1 |
2777 |
2896 |
0,100 |
0,102 |
0,175 |
0,175 |
Таблица 1.3 - Данные по профилю скважины
|
Радиус кривизны на участке набора зенитного угла |
R1 , м |
451,1 |
Горизонтальные проекции интервалов ai, м |
Суммарный отход по горизонтали Ai , м |
Вертикальные проекции интерваловhi, м |
Суммарная глубина (TVD) Hi, м |
Длины интервалов li, м |
Суммарная длина по стволу (по инструменту)(MD) Hi, м |
|
|
Радиус кривизны на участке падения зенитного угла |
R2 , м |
2864,8 |
|||||||
|
Максимальный зенитный угол (на участке стабилизации) |
б, ° |
19,52 |
|||||||
|
Зенитный угол на забое |
бп , ° |
6,82 |
|||||||
|
Вертикальный интервал |
i = 1 |
0,0 |
0,0 |
70,0 |
70,0 |
70,0 |
70,0 |
||
|
Интервал набора зенитного угла |
i = 2 |
25,9 |
25,9 |
150,7 |
220,7 |
153,7 |
223,7 |
||
|
Интервал стабилизации зенитного угла |
i = 3 |
729,7 |
755,6 |
2058,2 |
2278,9 |
2183,7 |
2407,4 |
||
|
Интервал падения зенитного угла до забоя |
i = 4' |
144,4 |
900,0 |
617,1 |
2896,0 |
635,0 |
3042,4 |
||
|
Суммарные величины до забоя |
900,0 |
2896,0 |
3042,4 |
2. ОБОСНОВАНИЕ И ПРОЕКТИРОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ
скважина цементирование колонна наружный
Поскольку нижней интервал представлен несколькими нефтяными пропластками (песчаными) с различными дебитами, то предполагается перекрыть их сплошной обсадной колонной и зацементировать интервал полностью для возможности, в последующем, после разработки одного горизонта перейти к другому.
Для определения конструкции скважины строится график совмещенных градиентов давлений (пластовых и гидроразрыва) согласно таблице 1.2 и распределение давлений гидроразрыва и максимальное давление, возникающее при проявлении при закрытом устье при условии, что скважина полностью заполнена флюидом (рисунок 2.1).
При этом учитывается, что гидростатическое давление бурового раствора в интервале 0-1200 превышает минимум на 10%, а более 1200 м - не менее 5%.
Максимально ожидаемое давление на устье возникает при проявлении из нефтеносного участка 2841-2861 м с аномально высоким пластовым давлением. Давление на устье при этом составит:
Рисунок 2.1 - График совмещенных градиентов давлений и давлений
Направление, кондуктор цементируются до устья. Эксплуатационная колонна цементируется как минимум выше башмака предыдущей колонны на 150 м.
Определяются диаметры обсадных колонн и долот для их бурения: Под эксплуатационную:
Для проектирования и расчета диаметров обсадных колонн берется диаметр эксплуатационной колонны, который задается заказчиком в зависимости от назначения, дебита скважины.
По условиям выбираетсяdэкс= 168 мм. Исходя из этого условия, рассчитываются диаметры долот для бурения скважины, а также диаметр обсадных колонн.
Диаметр долота под эксплуатационную колонну, с наружным диаметром по муфте dмэкс=187,7 мм:
Dдэкс= dмэкс+?н=187,7+25=212,7мм=>215,мм.
Наружный диаметр промежуточной колонны dнтех:
dнтех= Dдэкс+2.(?в+)=215,9+2.(5+8,9)=243,7мм=>245мм.
?н - разность диаметров между муфтой обсадной колонны и стенкой ствола скважины.
?в - радиальный зазор между долотом и внутренней поверхностью той колонны, через которую оно должно проходить при бурении скважины ( от 5 до 10 мм).
- наибольшая возможная толщина стенки труб данной колонны таблица такая то, = 8,9 мм.
Дальнейшие расчеты по аналогичной схеме. Результаты расчетов представлены в виде таблицы 3. Расчетные значения диаметров долот уточняются по ГОСТ 20692-2003, а обсадных труб по ГОСТ 632-80. Основные сочетания размеров обсадных колонн и долот применяемых для бурения скважин представлены в таблице 3.
Таблица 2.1 - Сочетание размеров обсадных колонн и долот, глубины спуска
|
Название колонны |
Диаметр колонны, мм |
Глубина спуска колонны, м |
Интервал цементирования, м |
Диаметр долота, мм |
|
|
Направление |
324 |
50 |
До устья |
490,0 |
|
|
Кондуктор |
245 |
650 |
До устья |
295,3 |
|
|
Эксплуатационная |
168 |
2896 |
До устья |
215,9 |
Вертикальная проекция профиля скважины с учетом таблицы 2.1 и рисунка 2.1 представлена на рисунке 2.2.
Рисунок 2.2 - Вертикальная проекция профиля
3. ОБОСНОВАНИЕ СХЕМЫ ОБОРУДОВАНИЯ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ
Поскольку:
то принимаем рабочее давление ОП 11,5 МПа.
Выбираем обвязку колонковую клиньевую исходя из конструкции скважины и рабочего давления - ОКК1-21-168x245.
Выбираем противовыбросовое оборудование ОП5-280x21, оно включает в себя универсальный превентор ПУГ-280x21, плашечный превентор ППГ-280x21, манифольд МПБ2-80x21.
Схема монтажа ОП5-280/80 x 21 ГОСТ 13862-90 показана на рисунке 3.1.
1 - плашечный превентор; 2 - задвижка с гидравлическим управлением; 3 - устьевая крестовина; 4 - манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 - кольцевой превентор; 6 - дроссель регулируемый с ручным управлением; 7 - задвижка с ручным управлением; 8 - гаситель потока; 9 - вспомогательный пульт; 10 - станция гидропривода; 11 - обратный клапан
Рисунок 3.1 - Схема монтажа ОП5-280/80 x 21 ГОСТ 13862-90
4. РАСЧЕТ ОБСАДНЫХ КОЛОНН
4.1 Расчет кондуктора
Самым слабые пласты в интервале цементировния кондуктора находятся в пределах 450-650 м, Ргр = 11,47 МПа на глубине 650 м. Давлениестолба цементного раствора на поглощающий пласт с учетом гидродинамических потерь при цементировании должно удовлетворять условию
РПОГЛ?1,1?РЦ.Р..
Таким образом давление столба цементного раствора не должно превышать величины
Так, как в интервале 200-400 м залегают ММП, необходимо использовать специальный цемент. Используем цемент марки CemFrost в интервале 350-650, а также облегченныйCemFrostLite до устья.
Тогда давление на самый слабый пласт будет составлять:
Для расчетов плотность продавочной жидкости примем равной 1050 кг/м3.
При расчетах давлений, действующих на кондуктор примем плотность промывочной жидкости 1100 кг/м3.
4.1.1 Определение наружных давлений
Давление сразу после цементирования и продавки:
После ОЗЦ:
График распределения наружных давлений, действующих на кондуктор, представлен на рисунке 4.1.
Рисунок 4.1 - График распределения наружных давлений, действующих на кондуктор
4.1.2 Определение внутренних давлений
Максимально ожидаемое внутренне давление будет наблюдаться при опрессовке кондуктора.
Давление опрессовки на устье Pоп = 7 МПа.
Давление опрессовки на забое:
Минимальное внутренне давление будет наблюдаться после продавкицементного раствора, с учетом того, что поглощений при дальнейшем бурении не предполагается:
Рисунок 4.2 - График распределения внутренних давлений, действующих на кондуктор
4.1.3 Определение избыточных давлений
Максимальные внутренние избыточные давления равны разности внутреннего давления опрессовки и наружном давлении после ОЗЦ (коэффициент разгрузки цементного кольца для колонны диаметром 245 мм равен 0,3):
Максимальные наружные избыточные давления равны разности наружных давлений после цементирования и внутренних давлений продавочной жидкости:
Рисунок 4.3 - График распределения избыточных давлений, действующих на кондуктор
4.1.4 Проектирование обсадной колонны - кондуктора
Кондуктор не находится в пределах эксплуатационного объекта, поэтому коэффициент запаса n1 = 1.Диаметр кондуктора равен 245 мм, поэтому для труб исполнения Б принимаем коэффициент запасаn2 = 1,45.Наружное избыточное давление на глубине 650м , поэтому выбираем трубы группы прочности Д с толщиной стенки 7,9 со следующими параметрами:
Поскольку , то есть возможность применить трубы для крепления всего кондуктора.
Таким образом максимальная растягивающая нагрузка составит:
Q=q?l = 0,453?650 = 294,45 кН.
Запас прочности на наружные давления:
Запас прочности на внутренние давления:
Запас прочности на растяжение:
Таблица 4.2 - Результаты расчета кондуктора
|
Номер секции |
Длина по вертикали, м |
Длина по стволу ,м |
Группа прочности |
Толщина стенки, мм |
Вес секции, кН |
Фактические запасы прочности |
|||
|
1 |
650 |
679,2 |
Д |
7,9 |
294,45 |
3,13 |
3,07 |
5,79 |
4.2 Расчет эксплуатационной колонны
Самым слабые пласты в интервале цементировния эксплуатационной колонны находятся в пределах 2744-2777 м, Ргр = 46,30 МПа на глубине 2777 м. Таким образом давление столба цементного раствора не должно превышать величины:
Интервал продуктивных пластов должен перекрываться дополнительно на 100 метров выше глубины их расположения цементом обычной плотности. Поэтому принимаем цементирование облегченным цементнымраствором в интервале 440-1740 м плотностью соцр = 1500 кг/м3, приготовленного из ПЦТ III-Об5-100, в интервале 1740-2896 м с плотности цементного раствора сцр =1800 кг/м3, приготовленного из ПЦТ-I-G-CC-1 (для обеспечения большей надежности цементного камня ПЗП и защиты от сульфатной агрессии).
Бурение под эксплуатационную колонну осуществляется на промывочной жидкости с плотностью 1050 кг/м3.
Давление столба цементного раствора и промывочной жидкости притаких условиях меньше величины давления гидроразрыва с 10% запасом:
P=1050?9,81?440+1500?9,81?1300+1800?9,81?1037 = 41,97 МПа.
4.2.1 Определение наружных давлений
Давление сразу после цементирования и продавки:
После ОЗЦ:
4.2.2 Определение внутренних давлений
Максимально ожидаемое внутренне давление будет наблюдаться при опрессовке эксплуатационной колонны.
Поскольку давление опрессовки колонны диаметром 168 мм больше ожидаемого давления на устье при проявлении с 10% запасом, то в качестве давления опрессовки выбираем величину 11,5 МПа.
Давление на забое при опрессовке:
Минимальное внутренне давление будет наблюдаться в конечный период эксплуатации. Примем давление в конце эксплуатации 4 МПа. Тогда:
При таком давлении глубина подъема столба нефти:
Давление на забое при этом будет:
Давление в начале эксплуатации:
Рисунок 4.4 - График распределения наружных давлений, действующих на эксплуатационную колонну
Рисунок 4.6 - График распределения внутренних давлений, действующих на эксплуатационную колонну
4.2.3 Определение избыточных давлений
Максимальные внутренние избыточные давления равны разности внутреннего давления опрессовки и наружном давлении после ОЗЦ (коэффициентразгрузки цементного кольца для колонны 168 мм равен 0,25).
Максимальные наружные избыточные давления равны разности наружных давлений после ОЗЦ и внутренних давление в конце эксплуатации:
4.2.4 Проектирование эксплуатационной колонны
Поскольку
и эксплуатационная колонна находится в пределах эксплуатационного объекта, то принимаем коэффициент запаса для первой секцииn1= 1,3.
С учетом этого для первой секции эксплуатационной колонны выбираем трубы диаметром 168 мм группы прочности Д с д = 8,9 мм ОТТМ.
Перекроем трубами данной секции продуктивный интервал и еще 50 метров. Тогда проекция длины труб по вертикали первой секции будет
Таким образом максимальная растягивающая нагрузка составит:
Q1 = q?l = 0,354?1106 = 391,52 кН.
Запас прочности на наружные давления:
Запас прочности на внутренние давления:
Запас прочности на растяжение:
Для следующей секции выбираем трубы группы прочности Дс д = 7,3 мм ОТТМ.
Учитывай вес нижерасположенной секции:
Поднимем трубы данной секции до устья. Тогда проекция длины труб секции по вертикали
Тогда её вес составит:
Q2 = q?l = 0,284?1790 = 508,36 кН.
Запас прочности на наружные давления:
Запас прочности на внутренние давления
Запас прочности на растяжение:
Таблица 4.3 - Результаты расчета эксплуатационной колонны
|
Номер секции |
Длина по вертикали, м |
Длина по стволу ,м |
Группа прочности |
Толщина стенки, мм |
Вес секции, кН |
Фактические запасы прочности |
|||
|
1 |
1106 |
1154,38 |
Д |
8,9 |
391,52 |
1,31 |
5,9 |
4,31 |
|
|
2 |
1790 |
1888,73 |
Д |
7,3 |
508,36 |
1,02 |
2,5 |
1,55 |
Рисунок 4.6 - График распределения избыточных давлений, действующих на эксплуатационную колонну
5. ОБОСНОВАНИЕ СОСТАВА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ОСНАСТКИ И РАЗМЕЩЕНИЯ ЕЕ ЭЛЕМЕНТОВ НА ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЕ
Башмак колонны устанавливается на первой трубе для предупреждения смятия торца нижней трубы ОК при спуске в скважину.
Обратные клапаны предотвращают самозаполнение ОК буровым раствором при спуске ее в скважину, препятствуют обратному перетоку цементного раствора из кольцевого пространства в ОК. Они устанавливаются на расстоянии 2..12 м от башмака.
Упорное кольцо устанавливается для четкого фиксирования окончания процесса цементирования над обратным клапаном на расстоянии 6…12 м.
Фонари рекомендуется размещать в тех участках интервала цементирования, где диаметр ствола близок к номинальному. Если зенитный угол не превышает 3°, расстояние между фонарями может составлять 20-25 м, на участках с большим зенитным углом, а также на участках с большими зенитными углами фонари целесообразно ставить на каждой трубе.
Турбулизаторы способствуют лучшему замещению бурового раствора цементным.
Таблица 5.1 - Технологическая оснастка обсадной колонны
|
Номер в порядке спуска |
Наименование, шифр, типоразмер |
Глубина установки |
Кол-во, шт |
|
|
1 |
Башмак БК-168 |
3042 |
1 |
|
|
2 |
Обратный клапан ЦКОД-168-1 |
3032 |
1 |
|
|
3 |
Стоп кольцо |
3022 |
1 |
|
|
4 |
Центратор ЦЦ-168/191-216-1 |
3000, 2975, 2950 |
40 |
|
|
5 |
Турбулизаторы ЦТ 168/187-191 |
2800, 2600, 2400 ... |
11 |
6. СПУСК ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ
По инклинограмме определяют участки резкого изменения азимутального и зенитного углов. Участки сужений, выступов и перегибов ствола скважины тщательно прорабатывают новыми долотами со скоростью 35-40 м/ч, а участки наиболее опасных сужений и перегибов со скоростью 20-25 м/ч.
Жесткость компоновки низа бурильной колонны при проработке должна соответствовать жесткости обсадной колонны.
К началу спуска колонны в скважине должны быть завершены все исследовательские работы (кавернометрия, отбор проб боковым грунтоносом, опробование перспективных горизонтов и т.д.)
После получения сведений о кавернометрии определяют место установки центрирующих фонарей и скребков.
Перед спуском трубы шаблонируются и подвергаются повторному визуальному осмотру.
При спуске эксплуатационной колонны скважина будет заполнена промывочной жидкостью с плотностью 1050 кг/м3.
Критическая скорость течения жидкости при смене режимов определяется по следующей формуле:
где -
Тогда:
Предельная скорость спуска обсадной колонны определяется из соотношения:
Рс = Ргст +Ргд ? Ргр,
где: Ргст - гидростатическое давление столба промывочной жидкости наглубине наиболее слабого пласта (пласта с наименьшим индексом давления начала поглощения или гидроразрыва);
Ргт - гидродинамическое давление в скважине при спуске колоннытруб с закрытым нижним концом;
Ргр - давление начала поглощения (гидроразрыва) наиболее слабого
Максимально допустимое гидродинамическое давление тогда на глубине 2777 м:
Ргд??Ргр - Ргст = 46,29•106 - 1050•9,81•2777 = 17,69 МПа.
Зададимся скоростью спуска 1,5 м/с.Предположим, что режим течения турбулентный. Расчет для обсаженной части.
Зададимся скоростью спуска U=1,5 м/c, тогда скорость движения вытесняемой жидкости Uж будет равна:
Где DС, DТ- соответственно диаметр скважины и наружный диаметр обсадных труб;
-коэффициент, учитывающий увлечение части жидкости стенками колонны труб.
Скорость течения жидкости UЖ>UКР, то режим течения турбулентный.
Получаем:
где - Пас;
Гидродинамические давления при турбулентном движении будут равны:
где - .
Расчет гидродинамических давлений в интервале 650-1356 м по вертикали (длина 749,04 по стволу):
;
Скорость течения жидкости UЖ>UКР, то режим течения турбулентный.
Расчет гидродинамических давлений в интервале 1356-2777 м по вертикали (длина 1494 по стволу):
;
Скорость течения жидкости UЖ>UКР, то режим течения турбулентный.
Таблица 6.1 - Гидродинамические давления, возникающие при спуске эксплуатационной колонны
|
Интервал, м |
Длина, м |
Dc, мм |
Dт, мм |
u, м/с |
Режим |
P, МПа |
|
|
0-650 |
679,2 |
229,2 |
168 |
2,45 |
Турб. |
0,84 |
|
|
650-1356 |
749,04 |
246,2 |
168 |
2,01 |
Турб. |
0,49 |
|
|
1356-2777 |
1494 |
226,4 |
168 |
2,54 |
Турб. |
2,08 |
Суммарные гидродинамические давления:
УДP = 0,84+0,49+2,08 = 3,41 МПа.
Как видно создаваемые при скорости спуска колонны 1,5 м/с гидродинамические потери много меньше максимально допустимого гидродинамического давления, а поскольку максимально допустимая скорость спуска эксплуатационной колонны составляет 1,5 м/с то принимаем ее.
7. ОБОСНОВАНИЕ СПОСОБ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ И РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ПРОЦЕССА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН
Эксплуатационная колонна будет цеменитроваться прямым одноступенчатым способом без разрыва во времени.
Обоснование плотность тампонажных растворов, интервалы их применения приводится в 4 разделе.
Для расчета гидравлической программы определим реологические параметры растворов:
Цементного раствора плотностью 1850 кг/м3:
ф0 = 0,0085•1850 - 7 = 8,725 Па; з = 0,0045•8,725 = 0,0393 Па с.
Облегченного цементного раствора плотностью 1500 кг/м3:
ф0 = 0,0085•1500 - 7 = 5,75 Па; з = 0,0045 5,75 = 0,0259 Пас.
Буферный растворов плотностью с = 1050 кг/м3 и динамической вязкостью 0,01 Па?с.
Продавочная жидкость - техническая вода плотностью с = 1050 кг/м3 и динамической вязкостью 0,01 Па?с.
7.1 Определение объёмов тампонажных растворов для цементирования эксплуатационной колонны
Определение объёма цементного раствора
где Vст - объем цементного стакана.
Определение объема облегченного цементного раствора:
Определение объема буферной жидкости:
Определение количества цемента и воды для затворения
Количество цемента для приготовления 1 м3 цементного раствора определяется из уравнения:
Тогда
Количество облегченного цемента:
Тогда
Объем воды, необходимый для затворения этого количества цемента рассчитывается по формуле:
Для облегченного цемента:
7.1.2 Обоснование технологических параметров процесса закачивания тампонажного раствора
Определяется число смесительных машин. В качестве смесительной машины выступает 2СМН-20, объем бункера которой составляет 14,5м3.
Для цементного раствора число смесительных машин:
Для облегченного цементного раствора число смесительных машин:
Производительность смесителя 2СМН-20 по цементному раствору:
где QВ - производительность водяного насоса, л/с;
Производительность смесителя 2СМН-20 по облегченному цементному раствору:
В качестве цементировочных агрегатов используем ЦА-320М с диаметром втулок 125мм, поэтому со смесительной машиной с цементным раствором будем использовать 2 цементировочных агрегата ЦА-320М. Также для смесительных машин с облегченным цементным раствором необходимо использовать по 2 ЦА-320М.
Поскольку максимальная грузоподъемность 2СМН-20 в транспортируемом состоянии составляет 8 т, то остальная часть цемента доставляется с помощью грузовиков.
Раствор из ЦА-320М будет поступать в осреднительную емкость. Из нее с помощью ЦА-320 цементный раствор будет подаваться в блок манифорльдов БМ-700 а от туда в отводы цементировочной головки. В качестве пробочного агрегата используем ЦА-320М. Для контроля параметров тампонажных растворов используем СКЦ-2М-80.
1-8 ,10-11, 15-16 - ЦА-320М; 9 - ЦА-320М для подачи воды; 13 - блок манифорльдов БМ-700; 14 - цементировочная головка; 12 - буровой насос; ОЕ - осреднительная емкость; СКЦ - станция контроля цементирования СКЦ-2М-80; I, II - 2СМН-2 с цементном; III, IV - 2СМН-2 соблегченным цементом
Рисунок 7.1 - Схема расстановки тампонажной техники для цементирования эксплуатационной колонны
Таблица 7.1 - Распределение тампонажных материалов
|
Смеситель |
ЦА |
Материал |
Цемент, т |
Вода, м3 |
Буф. Жидкость, м3 |
|
|
I |
1 |
ЦР |
14 |
4,55 |
||
|
2 |
4,55 |
|||||
|
II |
3 |
14 |
4,55 |
|||
|
4 |
4,55 |
|||||
|
III |
5 |
ОЦР |
12,57 |
7,53 |
||
|
6 |
7,53 |
|||||
|
IV |
7 |
12,57 |
7,53 |
|||
|
8 |
7,53 |
|||||
|
15 |
||||||
|
11 |
6 |
|||||
|
10 |
||||||
|
9 |
7.1.3 Расчет гидравлической программы цементирования
Результаты расчета гидравлической программы представлены ниже. Как видно из расчетов гидроразрыв не наблюдается
Рисунок 7.5 -График распределения давлений, возникающих на устье при цементировании эксплуатационной колонны
7.2.4 Определение времени цементирования
В соответствии с графиком, схемой загрузки и расстановки цементировочной техники составляется график ее работы - рисунок 7.7.
Рисунок 7.7 - График работы цементировочных агрегатов
На основе рисунка 7.7 рассчитывается продолжительность операции цементирования.
Время цементирования:
Для буферной жидкости:
Для облегченного цементного раствора:
Для цементного раствора::
Для продавочной пробки: :
Для процесса продавки:
Общее время прокачки и продавки:
Согласно расчетам и 25% запасу по времени, время загустевания тампонажного раствора не должно быть менее 2,04 ч.
8. ОБОСНОВАНИЕ СПОСОБА ОСВОЕНИЯ СКВАЖИНЫ
В нашем случае будем снижать уровень жидкости в скважине поршневанием (свабированием). Уровень жидкости в скважине снижают при помощи специального поршня (рисунок 9.1) с обратным клапаном, допускающим переток жидкости через поршень только в одном направлении при спуске его в скважину.
Свабирование скважин производят с установленными на устье фонтанной арматуры и противовыбросовым оборудованием, лубрикатором и сальниковым очистителем каната, а также системой трубопроводовдля направления жидкости из скважины в емкость.
Глубина погружения сваба под уровень жидкости зависит от прочности каната и не превышает 300 метров. Достоинства поршневания - возможность плавного снижения уровня. Свабировочное оборудование имеет высокую мобильность и легко монтируется.
1 - канат; 2 - грузовая штанга; 3 - клапан; 4 - полость патрубка; 5 - поршень
Рисунок 9.1 - Поршень для снижения уровня жидкости
СПИСОК ИСОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
1. Учебно-методическое пособие по выполнению курсового проекта по дисциплине «Заканчивание скважин» для студентов специальности «бурение нефтяных и газовых скважин»
2. Заканчивание скважин. В.П. Овчинников, Н.А. Аксенова, Ф.А. Агзамов, О.В. Нагарев: Учеб. Пособие для вузов. - Тюмень. 2010. 452с.
3. Трубы нефтяного сортамента: Справочник/Под общей ред. А.Е. Сарояна.- 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1987. 488с.
4. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», 2013
5. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин: Учебник для нач.проф. Образования. - М.: Издательский центр «Академия», 2003. - 352 с.
6. ГОСТ 20692-75. Долота шарошечные. Типы и основные размеры. Технические требования
7. ГОСТ 30196-94. Головки колонные. Типы, основные параметры и присоединительные размеры.
8. Справочник бурового мастера / Под общей ред. В.П. Овчиникова, С.И.Грачева, А.А. Фролова
9. ГОСТ 1581-96. Портландцементы тампонажные. Технические условия.
Размещено на Allbest.ur
Подобные документы
Обоснование диаметра эксплуатационных колонн, определение зон совместимости, количества обсадных колонн и глубин их спуска. Выбор способа цементирования и тампонажного материала. Определение экономической эффективности проекта крепления скважины.
дипломная работа [1,8 M], добавлен 26.10.2014Литолого–стратиграфическая характеристика разреза скважины. Обоснование конструкции скважины на данной площади. Оборудование устья скважины и технологическая оснастка обсадной колонны. Подготовка ствола к спуску, спуск и расчет обсадных колонн.
курсовая работа [2,6 M], добавлен 13.07.2010Обоснование и проектирование конструкции скважины. Обоснование состава технологической оснастки компоновки обсадной колонны, способа и режима ее спуска. Способы контроля качества цементирования. Вопросы техники безопасности при заканчивании скважин.
курсовая работа [472,4 K], добавлен 13.07.2010Забой скважины с цементировочной пробкой. Основные факторы, определяющие качество цементирования обсадных колонн, фактическая высота подъема цемента в затрубье. Оценка качества сцепления в интервалах плотных отложений. Примеры интерпретации АКЦ.
презентация [5,2 M], добавлен 16.10.2015Сведения о районе буровых работ, геологическом строение Квартового месторождения и характеристики продуктивных горизонтов. Проектирование конструкции разведочной скважины, технология цементирования. Выбор оборудования для цементирования обсадных колонн.
курсовая работа [1,0 M], добавлен 06.08.2013Проектирование конструкции нефтяных скважин: расчет глубины спуска кондуктора и параметров профиля ствола. Выбор оборудования устья скважины, режимов бурения, цементирующих растворов и долот. Технологическая оснастка обсадных и эксплуатационных колонн.
дипломная работа [2,8 M], добавлен 19.06.2011История развития и формирования одной из крупнейших нефтяных компаний России "Татнефти". Мероприятия по охране окружающей среды при бурении скважин. Проектирование конструкции скважины. Технология, обоснование и расчет профиля скважины и обсадных колонн.
курсовая работа [158,9 K], добавлен 21.08.2010Вскрытие продуктивного пласта. Обоснование числа обсадных колонн и глубины их спуска. Выбор диаметров обсадных колонн и долот, буровых растворов и их химическая обработка по интервалам. Параметры бурового раствора. Гидравлический расчет цементирования.
дипломная работа [949,7 K], добавлен 13.07.2010Географо-экономическая характеристика района работ. Обоснование конструкции эксплуатационного забоя. Выбор интервалов цементирования. Проектирование обвязки устья скважины. Технология первичного вскрытия продуктивного пласта. Расчет обсадной колонны.
курсовая работа [463,8 K], добавлен 17.01.2014Определение конструкции скважины, числа обсадных колон, их длины и диаметра. Подбор долот; расчет колонны на прочность; расчет расхода цемента и время цементирования, количества агрегатов. Техника безопасности при бурении и эксплуатации скважины.
курсовая работа [112,8 K], добавлен 28.05.2015
