Проектирование строительства эксплуатационной скважины глубиной 2500 метров на Кошильском месторождении

РНИ = 10^-6·9,81·(690·1080 + (840-690)·1010 + (1667-840)·1500·(1-0,25)) = 17,924 МПа;

РВ = 0;

РНИ = 17,924 - 0 =17,924 МПа.

Точка 5 граница двух ТК

Р_НИ = РН - РВ;

РН=10^-6·g·(Н1·?БР +(Н2-Н1)·?ПЛВ +(Н3-Н2)·?ЦК1·(1-К)); (2.5.16)

РН = 10^-6·9,81·(690·1080+(840-690)·1010+(2145-840)·1500·(1-0,25)) = 23,199 МПа;

РВ = 10^-6·g·(Н3-НЭК)·?Н; (2.5.17)

РВ = 10^-6·9,81·(2145-1667)·776 = 3,639 МПа;

РНИ= 23,199 - 3,639 = 19,560 МПа.

Точка 6 забой скважины

Р_НИ = РН - РВ;

РН=10^-6·g·(Н1·?БР +(Н2-Н1)·?ПЛВ +(Н3-Н2)·?ЦК1·(1-К)+(Н-Н3)·?ЦК2·(1-К));

РН = 10^-6·9,81·(690·1080+(840-690)·1010+(2145-840)·1500·(1-0,25)+(2500-2145)·1900·(1-0,25) = 28,162 МПа;

РВ = 10^-6·g·(Н-НЭК)·?Н; (2.5.19)

РВ = 10^-6·9,81·(2500-1667)·776 = 6,341 МПа;

РНИ= 28,162 - 6,341 = 21,821 МПа.

Данные расчётов сведены в табл. 2.5.1.

Таблица 2.5.1 Наружные избыточные давления.

Случай	№ ТОЧКИ	Давление, Мпа.
		РН	РВ	РНИ
Цементирование колонны без выхода ТР на устье	1	0	0	0
	2	7,310	7,310	0
	3	28,721	22,703	6,018
	4	35,338	26,487	8,851
Снижение уровня жидкости в колонне	1	0	0	0
	2	7,310	0	7,310
	3	8,797	0	8,797
	4	16,081	0	16,081
	5	23,199	6,834	16,365
	6	28,162	10,595	17,567
Конец эксплуатации	1	0	0	0
	2	7,310	0	7,310
	3	8,797	0	8,797
	4	17,924	0	17,924
	5	23,199	3,639	19,560
	6	28,162	6,342	21,821

Из вышеприведённых расчётов можно сделать вывод, что наибольшие избыточные наружные давления наблюдаются в конце эксплуатации.

Расчет внутренних избыточных давлений

Расчёт внутренних избыточных давлений производится, как и для внешних избыточных давлений для периода времени, когда они достигают максимальных давлений. РВИ = РВ - РН; РВИ max. Имеются два случая.

1 случай: Конец продавки тампонажной смеси при цементировании, когда давление на цементировочной головке достигает максимального значения.

2 случай: Опрессовка колонны с целью проверки её герметичности.

Рассмотрим первый случай, который встречается в период цементирования в конце продавки ТС.

Известно, что при цементировании максимальные давления в цементировочной головке РЦГ возникают в конце процесса при посадке разделительной пробки на стоп-кольцо. Величина этого давления составит:

Р_ЦГ = ?РГС + РГД + РСТ; (2.5.20)

где: ?РГС - разность гидростатических давлений, возникающих из-за разности плотностей жидкости в затрубном пространстве и внутри колонны; РГД - гидродинамическое давление, необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений жидкости при движении её внутри колонны и в затрубном пространстве; РСТ - дополнительное давление, возникающее при получении сигнала “стоп”.

Гидродинамическое давление ориентировочно может быть найдено по эмпирической формуле:

Р_ГД = 0,1(0,02 L + 16), МПа; (2.5.21)

Дополнительное давление, возникающее при получении сигнала “стоп” РСТ принимается 2,53 МПа.

Рис. 2.5.4. Цементирование без выхода тампонажного р-ра на устье

РГД = 0,1·(0,02·2722+16) = 7,044 МПа;

РСТ = 3 МПа;

РГС = 10^-6 ·g·(Н1·?БР + (Н2-Н1)·?ТС1 + (Н-Н2)·?ТС2 - Н·?ПЖ); (2.5.22)

РГС=10^-6·9,81·(690·1080+(2145-690)·1500+(2500-2145)·1900-2500·1080)=8,851 МПа;

РЦГ = 8,851 + 7,044 + 3 = 18,895 МПа.

Точка 1 устье скважины

РВИ = РВ - РН; (2.5.23)

РН = 0; РВ = РЦГ;

РВИ = РЦГ;

РВИ = 18,895 МПа.

Точка 2 уровень ТС за колонной

Р_ВИ = РВ - РН;

РВ = РЦГ +10^-6 ·g·Н1·?ПЖ; (2.5.24)

РВ =18,895 +10^-6·9,81·690·1080 = 26,205 МПа;

РН = 10^-6 ·g·Н1·?БР; (2.5.25)

РН = 10^-6·9,81·690·1080 = 7,310 МПа;

РВИ = 26,205 - 7,310 = 18,895 МПа.

Точка 3 граница двух ТС

Р_ВИ = РВ - РН;

РВ = РЦГ +10^-6·g·Н2·?ПЖ; (2.5.26)

РВ = 18,895 +10^-6·9,81·2145·1080 = 41,621 МПа;

РН = 10^-6·g·(Н1·?БР + (Н2-Н1)·?ТС1); (2.5.27)

РН =10^-6·9,81·(690·1080 + (2145-690)·1500) = 28,721 МПа.

РВИ =41,621 - 28,721 = 12,900 МПа.

Точка 4 забой скважины

Р_ВИ = РВ - РН;

РВ = РЦГ +10^-6·g·Н·?ПЖ; (2.5.28)

РВ = 18,895 +10^-6·9,81·2500·1080 = 45,382 МПа;

РН =10^-6·g·(Н1·?БР + (Н2-Н1)·?ТС1 + (Н-Н2)·?ТС2); (2.5.29)

РН =10^-6·9,81·(690·1080+(2145-690)·1500 +(2500-2145)·1900) = 35,338 МПа;

РВИ = 45,382 - 35,338 = 10,044 МПа.

Рассмотрим второй случай высоких внутренних давлений, характерных для опрессовки скважины.

В соответствии с «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности» величина давления опрессовки РОП должна составлять:

РОП = 1,1 РУ, (2.5.30)

где: РУ - максимальное ожидаемое давление на устье.

Для добывающих скважин максимальное давление на устье возникает в начальный момент эксплуатации при закрытом устье. Для нефтяных скважин это давление составит:

Р_У = РПЛ - 10^-6 g·L·?Н, (2.5.31)

где: РПЛ - пластовое давление в МПа; L - глубина измерения пластового давления, м; ?Н - плотность нефти, кг/м³.

В любом случае, давление опрессовки РОП не должно быть ниже минимальных РОПМИН, то есть РОП ? РОПМИН, которые в инструкции по расчёту обсадных колонн даны в виде таблицы (для колонны диаметром 146,1 мм РОПМИН = 12,5 МПа [3])

Р_У = 23,85 - 10^-6·9,81·2385·776 = 5,694 МПа;

Принимаем РОП = РОПМИН = 12,5 МПа

Рис. 2.5.5 Опрессовка колонны

Точка 1 устье скважины

РВИ = РВ - РН;

РН = 0; РВ = РОП;

РВИ = РОП; РВИ = 12,5 МПа.

Точка 2 уровень ТК за колонной

Р_ВИ = РВ - РН;

РВ = РОП +10^-6 g·Н1·?ПЖ; (2.5.32)

РВ =12,5+10^-6·9,81·690·1080 = 19,810 МПа;

РН = 10^-6 ·g·Н1·?БР; (2.5.33)

РН = 10^-6·9,81·690·1080 = 7,310 МПа;

РВИ = 19,810 - 7,310 = 12,5 МПа.

Точка 3 башмак кондуктора

Р_ВИ = РВ - РН;

РВ = РОП +10^-6·g·Н2·?ПЖ; (2.5.34)

РВ = 12,5+10^-6·9,81·840·1080 = 21,400 МПа;

РН = 10^-6·g·(Н1·?БР + (Н2-Н1)·?ПЛВ); (2.5.35)

РН =10^-6·9,81·(690·1080 + (840-690)·1010) = 8,797 МПа.

РВИ =21,400 - 8,797 = 12,603 МПа.

Точка 4 на границе двух ТК

Р_ВИ = РВ - РН;

РВ = РОП +10^-6·g·Н3·?ПЖ; (2.5.36)

РВ = 12,5+10^-6·9,81·2145·1080 = 35,226 МПа;

РН = 10^-6·g·(Н1·?БР + (Н2-Н1)·?ПЛВ+(Н3-Н2)·?ЦК1·(1-К)); (2.5.37)

РН =10^-6·9,81·(690·1080 + (840-690)·1010+(2145-840)·1500·(1-0,25)) = 23,199 МПа.

РВИ = 35,226 - 23,199 = 12,027 МПа.

Точка 5 забой скважины

Р_ВИ = РВ - РН;

РВ = РОП +10^-6·g·Н·?ПЖ; (2.5.38)

РВ = 12,5+10^-6·9,81·2500·1080 = 38,987 МПа;

РН = 10^-6·g·(Н1·?БР + (Н2-Н1)·?ПЛВ+(Н3-Н2)·?ЦК1·(1-К)+(Н-Н3)· ?ЦК2·(1-К));

РН=10^-6·9,81·(690·1080+(840-690)·1010+(2145-840)·1500·(1-0,25)+(2500-2145)·1900·(1-0,25)) = 28,162 МПа.

РВИ = 38,987 - 28,162 = 10,825 МПа.

Данные расчётов сведены в табл. 2.5.2.

Таблица 2.5.2 Внутренние избыточные давления.

Случай	№ ТОЧКИ	Давление, Мпа.
		РВ	РН	РВИ
Конец продавки ТС	1	18,895	0	18,895
	2	26,205	7,310	18,895
	3	41,621	28,721	12,900
	4	45,382	35,338	10,044
Опрессовка	1	12,5	0	12,5
	2	19,810	7,310	12,5
	3	21,400	8,797	12,603
	4	35,226	23,199	12,027
	5	38,987	28,162	10,825

Максимальное внутренние избыточное давление наблюдается в период посадки разделительной пробки.

На графике давлений сплошной линией показано избыточное максимальное внутреннее давление, пунктиром - избыточное максимальное наружное давление.

Расчет параметров обсадной колонны

К параметрам обсадной колонны при заданном диаметре относятся группа прочности материала труб, толщина стенок и длина секций с соответствующей группы прочности и толщиной стенки.

В соответствии с инструкцией для расчёта обсадных колонн, при максимальном избыточном внутреннем давлении от 10 до 20 МПа разрешается применение труб ОТТМА со смазкой P-2, МВП или P-402 [3].

С целью создания надежной и долговечной крепи эксплуатационной скважины, что является требованием заказчика, проектируем трубы с резьбой трапециидального профиля и нормальным диаметром муфт ОТТМА. Рекомендуется использовать по возможности наиболее дешёвые обсадные трубы, поэтому для начала расчёта выбираются трубы группы прочности Д [3].

Принимается также тип обсадных труб и вид исполнения (“А” или “Б”)

При анализе совмещенного графика избыточных наружных и внутренний давлений определены наиболее опасные нагрузки, с которых начинаем расчёт параметров ОК. Из этого графика видно, что наружные избыточные давления достигают максимума на забое скважины. Уровень наружных избыточных давлений, как правило, больше внутренних, к тому же, прочность на внутреннее давления выше прочности на смятие (наружные избыточные давления), поэтому, за начало расчета принимаем наружное избыточное давление и расчёт параметров ОК начинаем снизу ОК.

Расчёт начинают с определения параметров нижней (1-ой секции).

1. Секция

Определяем требуемую прочность трубы на смятие для 1-ой секции Р¹_см, которая удовлетворяет условию:

Р¹_СМ ? n_СМ Р¹_НИ; (2.5.40)

где: Р¹_НИ - величина наружного избыточного давления в начале 1-ой секции (на забое);

n_СМ - коэффициент запаса на смятие внешним избыточным давлением (1,0 -1,3), выбираем n_СМ =1,2, т.к. коллектор неустойчивый.

Р¹_СМ ? 1,2 · 21,821 = 26,185 МПа.

Находим толщину стенки ?¹, которая обеспечивает найденную прочность на смятие или на критические давления [3].

?¹=7,7 мм исполнения А группы прочности Д.

По мере удаления от забоя Р¹_НИ снижается, поэтому на какой-то глубине устанавливаем трубы с меньшей толщиной стенки.

Находим значение Р²_НИ, которое обеспечится прочностью трубы со следующей меньшей толщиной стенки ?² из условия:

Р²_НИ = Р²_СМ / n_СМ, (2.5.41)

где: Р²_СМ - прочность труб на смятие для следующей за ?¹ толщины ?² < ?¹ [3].

?²=7,0 мм.

Р²_НИ =22,4/1,2=18,667 МПа.

По обобщённому графику наружных избыточных давлений (рис. 2.5.5) находим глубину L¹, на которой действует Р²_НИ (предварительная глубина установки 1-ой секции).

L¹=1884 м. Так как глубина установки первой секции выше кровли продуктивного пласта более 50 метров, то принимаем L¹=2335 м., с учётом кривизны профиля 2555 м.

Определяется длина 1-ой секции l¹

l¹ = L-L¹ , (2.5.42)

где L - глубина скважины.

l¹ =2722-2555=167 м.

Рассчитывается вес 1-ой секции G¹

G¹ = 1¹ * q¹, (2.5.43)

где q¹ - вес 1 м труб 1-ой секции с толщиной стенки ?¹ [3].

q¹=0,265 кН.

G¹ =167•0,265= 44,255 кН.

Определяются фактические коэффициенты запаса прочности для

2-ой секции на глубине *L¹ при длине 1-ой секции *l¹

на внутреннее давление:

n_Р = Р²_Р / Р²_ВИ, (2.5.44)

где: Р²_Р - прочность труб 2-ой секции на внутреннее давление с толщиной стенки ?² =7,0 мм, Р²_Р=31,8 МПа. (табл. 9.8, [7])

Р²_ВИ - внутреннее избыточное давление на глубине *L¹ (определяется по обобщённому графику избыточных внутренних давлений).

Р²_ВИ=11,4 МПа

n_Р =31,8/11,4=2,79

на страгивающие нагрузки:

n_СТР = Q²_СТР / *G¹, (2.5.45)

где Q²_СТР - прочность на страгивающие нагрузки для труб 2-ой секции с

толщиной стенки ?²=7,0 мм [3].

Q²_СТР=931 кН.

*G¹ - растягивающая нагрузка на 2 -ую секцию, равная откорректированному весу 1-ой секции.

n_СТР =931/44,255=21,04

Рассчитанные коэффициенты должны быть больше допустимых коэффициентов запаса прочности. Для диаметров труб от 114 до 168 мм n_p=1,15, n_СТР =1,15 [7].

При соблюдении условий прочности для второй секции параметры 1-ой секции принимаются окончательно

группа прочности	"Д"
толщина стенок	?1=7,7 мм
длина секции	*l1=167 м
глубина установки	*L1=2555 м (2335 по вертикали)
интервал установки	L - *L1=2722-2555 м (2500-2335 по вертикали)
вес секции	*G1=44,255 кН.

2. Секция

Группа прочности материала труб для 2-ой секции принимается такой же, как для 1-ой. Коэффициент запаса на сминающие нагрузки n_СМ = 1.

Толщина стенок труб для 2-ой секции принята равной ?²=7,0 мм при определении параметров 1-ой секции.

Трубы с толщиной стенки ?² могут быть установлены до глубины, на которой действующее наружное избыточное давление обеспечат трубы со следующей меньшей толщиной стенки ?³ < ?².

Находится значение наружного избыточного давления Р²_НИ из условия:

Р³_НИ = Р³_СМ / n_СМ, (2.5.46)

где Р³_СМ - прочность труб на смятие для толщины труб ?²=6,5 мм,

Р³_СМ =19,4 МПа, (табл. 9.5, [7])

Р³_НИ =19,4/1=19,4 МПа.

На графике наружных избыточных давлений находим глубину L², на которой действует Р³_НИ (предварительная глубина установки 2-ой секции).

L²=2098 м, с учётом кривизны профиля 2306 м.

Определяется предварительная длина 2-ой секции l²

l² =*L¹-L² (2.5.48)

где: *L¹ - откорректированная глубина установки 1-ой секции.

l² =2555-2306=249 м

Рассчитывается предварительный вес 2-ой секции G²

G² = l² q², (2.5.49)

где q² - вес 1 м труб с толщиной стенки ?² [3].

q²=0,243 кН

G² =249*0,243=60,51 кН

Корректируется прочность на смятие труб 3-ей секции с толщиной стенок ?³ в условиях двухосного нагружения

*Р³_СМ = Р³_СМ (1-0,3 ?G² / Q³_Т), (2.5.50)

где: *Р³_СМ - прочность на смятие труб 3-ей секции при двухосном нагружении;

Р³_СМ - прочность на смятие труб 3-ей секции при радиальном нагружении

G² - нагрузка растяжения на 3-ю секцию, равная сумме откорректированного веса 1-ой секции *G¹ и предварительного веса 2-ой секции;

Q³_Т - нагрузка растяжения на пределе текучести для труб 3-ей секции,

Q³_Т=1078 кН (табл. 9.7,[7]).

*Р³_СМ =19,4*(1-0,3*(44,255+60,51)/1078)=18,83 МПа

Находится новое (откорректированное) значение наружного избыточного давления *Р³_НИ, которое обеспечится прочностью труб с толщиной стенки б³, но с учетом двухосного нагружения из условия:2.5.51)

*Р³_НИ =18,83/1=18,83 MПа

На обобщенном графике наружных избыточных давлений (рис. 2.5.7) находится новая (откорректированная) глубина установки 2-ой секции *L², на которой действует *Р³_НИ .

*L²=1932 м, с учётом кривизны 2121 м.

Определяется откорректированная длина 2-ой секции.

*1² = *L¹ - *L², (2.5.51)

где *L¹ - откорректированная глубина установки 1-ой секции

*1² =2555-2121 =434 м.

Рассчитывается откорректированный вес 2-ой секции *G²

*G² = *l² * q², (2.5.52)

*G² =434 * 0,243=105,462 кН.

и откорректированная сумма весов 2-х секций ?G²:

?*G²= *G¹ + *G², (2.5.53)

?*G²=44,255+105,462 =149,717 кН

Определяются фактические коэффициенты запаса прочности для 3-ей секции на глубине *L² при откорректированных параметрах 2-х секций на внутреннее давление:

n_Р = Р³_Р / Р³_ВИ, (2.5.54)

где: Р³_Р - прочность труб 3-ей секции на внутреннее давление с толщиной стенки ?³=6,5 мм.

Р³_Р=29,5 МПа (см. табл. 9.8, [7]);

Р³_ВИ - внутреннее избыточное давление на глубине *L² (определяется по обобщённому графику избыточных внутренних давлений).

n_Р = 29,5/10,5=2,81>1,15

на страгивающие нагрузки:

n_СТР = Q³_СТР / ?*G², (2.5.55)

где Q³_СТР - прочность на страгивающие нагрузки для труб 3-ей секции с

толщиной стенок ?³=6,5 мм [3].

Q³_СТР=863 кН;

?*G² - растягивающая нагрузка на 3-ю секцию от откорректированного веса 2-х секций.

n_СТР=863/149,717=5,76>1,15

Рассчитанные коэффициенты больше допустимых коэффициентов запаса прочности.

При соблюдении условий прочности для третьей секции, откорректированные параметры 2-ой секции принимаются за окончательные:

группа прочности	"Д"
толщина стенок	?2 =7,0 мм
длина секции	*l2 =434 м
глубина установки	*L2=2121 м (1932 м по вертикали)
интервал установки	*L1 - *L2 =2555-2121 м (2385-1932 по вертикали)
вес секции	*G2=105,462 кН
суммарный вес 2-х секций	?*G2=149,717 кН

3. Секция

Трубы с толщиной стенки ?³=6,5 мм исполнения А группы прочности Д.

Определим возможно ли установить трубы с толщиной стенки ?³=6,5 мм исполнения А группы прочности "Д" до устья.

Определяем длину 3-ей секции l³

l³=L²-L³, (2.5.56)

где: L² - глубина установки 2-ой секции.

l³=2121-0=2121 м.

Рассчитываем вес 3-ей секции G³

G³ = l³ *q³, (2.5.57)

где q³ - вес 1 м труб с толщиной стенки ?³ [3].

q³= 0,226 кН

G³ =2121*0,226=479,346 кН.

Сумма весов 3-х секций ?G³:

?G³= *G¹ +*G²+*G³; (2.5.58)

?G³=44,255+149,717+479,346=673,318 кН.

Нагрузка растяжения на пределе текучести гладкого тела трубы искривлённой обсадной колонны:

Q^3S_Т =[1- ?₁* (?₀ - 0,5)] *Q³_Т; (2.5.59)

Q^3S_Т = (1 - 0,035*1)*1078 = 1040,27 кН

Q³_Т - нагрузка растяжения на пределе текучести для труб 3-ей секции [3], Q³_Т = 1078 кН

Определяем фактические коэффициенты запаса прочности для 3-ей секции на устье при откорректированных параметрах всех 3-х секций на внутреннее давление:

n_Р = Р³_Р / Р³_ВИ, (2.5.60)

где: Р³_Р - прочность труб 3-ей секции на внутреннее давление с толщиной стенки ?³ (табл. 9.8, [7]);

Р³_ВИ - внутреннее избыточное давление на устье (определяется по обобщённому графику избыточных внутренних давлений).

n_Р =29,5/18,895=1,56 > 1,15.

Фактический коэффициент запаса прочности на растяжение по телу трубы в интервале искривления:

n_Р= Q^3S_Т / ?G³; (2.5.61)

n_Р = 1040,27/673,318 = 1,54>1,15

Для труб с резьбами трапециидального профиля и нормальным диаметром муфт при интенсивности искривления скважин до 5⁰ на 10 м для труб диаметром до 168 мм расчёт на страгивающие нагрузки проводим также как для вертикальных скважин без учёта изгиба:

n_СТР = Q³_СТР / ?*G³, (2.5.62)

где Q³_СТР - прочность на страгивающие нагрузки для труб 3-ей секции с толщиной стенок ?³ [3], Q³_СТР=863 кН;

?*G³ - растягивающая нагрузка на устье (3-ю секцию) от откорректированного веса всех 3-х секций.

n_СТР =863/673,318 =1,28>1,15.

Рассчитанный фактический коэффициент запаса прочности для всех 3-х секций на устье удовлетворяет условию на страгивание в резьбовом соединении.

Параметры 3-ей секции принимаются:



группа прочности	"Д"
толщина стенок	?3 =6,5 мм
длина секции	*l3 =2121 м
глубина установки	*L3 =2121 м по стволу (1932 м по вертикали)
интервал установки	*L2 - *L3 =2121-0 м по стволу (1932-0 м по вертикали)
вес секции	*G3=479,346 кН
суммарный вес 3-х секций	?*G3=673,318 кН

Данные о параметрах скважины заносим в табл. 2.5.3.

Таблица 2.5.3.

№№ секций	Группа прочности	Толщина стенки, мм	Длина, м	Вес, кг	Интервал установки, м
				1м трубы	секции	суммарный
1	2	3	4	5	6	7	8
1 2 3	Д Д Д	7,7 7,0 6,5	167 434 2121	0,265 0,243 0,226	44,255 105,462 479,346	44,255 149,717 673,318	2722-2555 2555-2121 2121-0

2.5.2 Выбор режима спуска обсадных колонн

Спуск обсадной колонны - весьма ответственная операция. До начала спуска должны быть закончены все исследовательские и измерительные работы в скважине, тщательно проверено состояние бурового оборудования и инструмента, соответствие грузоподъемности вышки и талевой системы весу подлежащей спуску колонны, подготовлен ствол скважины.

За несколько дней до спуска колонны на буровую завозят обсадные трубы, элементы технологической оснастки и необходимый дополнительный инструмент, тщательно проверенные и испытанные на базе, а так же специальную смазку для обеспечения герметичности резьбовых соединений при наиболее высоких температурах, возможных в скважине.

На буровой обсадные трубы вновь осматривают, проверяют овальность жесткими двойными шаблонами соответствующих диаметров; трубы, поврежденные при транспортировке и с повышенной овальностью отбраковывают, а годные сортируют по группам прочности, толщине стенок и видам резьбовых соединений и укладывают на стеллажи в порядке, противоположном определенности спуска их в скважину. При укладке каждую трубу нумеруют, измеряют её длину; номер трубы, её длину и нарастающую длину колонны записывают в специальный журнал.

По данным каверно и профилеграмм выявляют участки сужений ствола скважины, а по инклинограммам - участки резкого искривления. Эти участки тщательно прорабатывают новыми долотами со скоростью не более 35 - 40 м/ч и расширяют до номинального диаметра. При проработке целесообразно применять ту же компоновку низа бурильной колонны, которую использовали для бурения последнего интервала скважины, особенно если условия бурения сложные. Калибруют, спуская бурильную колонну, низ которой имеет примерно такую же жесткость, как и подлежащая спуску обсадная колонна, и следят за успешностью прохождения такой компоновки до забоя. Если наблюдаются посадки или затяжки, ствол прорабатывают с несколько меньшей скоростью. По окончании калибровки скважину тщательно промывают в течении одного-двух циклов циркуляции. При проработке применяют промывочную жидкость с минимальным показателем фильтрации, низкими значениями статического и динамического напряжений сдвига и пластической вязкости, а также с хорошими смазочными характеристиками.[12]

При подъеме бурильной колонны после проработки или калибровки измеряют ее длину и уточняют длину скважины; при этом надо учитывать, что действительная длина скважины больше суммарной измеренной длины поднятых из нее бурильных труб на величину удлинения колонны.

К спуску колонны приступают сразу же, как только закончен подъем бурильных труб после промывки скважины.

Обсадную колонну спускают с помощью механизированных клиньев и одного элеватора.

ВНИИКРнефть рекомендует поддерживать среднюю скорость спуска каждой трубы эксплуатационной колонны не более 1 м/с, а ниже башмака кондуктора - не более 0,4 м/с. При спуске колонны нужно контролировать полноту её заполнения промывочной жидкостью через обратный клапан, следя за объемом жидкости, вытекающей из скважины, и нагрузкой на крюке. После спуска каждых 500…800 м труб необходимо делать промежуточные промывки, чтобы освежить жидкость в скважине, удалить скопившийся шлам и уменьшить опасность газирования.

2.5.3 Выбор способа цементирования обсадной колонны

Цементирование скважин наиболее ответственный этап в строительстве скважин. Значение цементировочных работ, обуславливается тем, что они являются заключительным этапом, и неудачи при их выполнении могут свести к минимуму успех предыдущей работы вплоть до полной потери скважины.

Все способы цементирования имеют одну цель - вытеснить буровой раствор тампонажным из затрубного пространства скважины и поднять на нужную высоту. В результате этого исключается возможность движения любой жидкости или газа из одного пласта в другой. Через затрубное пространство обеспечивается длительная изоляция продуктивных объектов от посторонних вод, укрепляются неустойчивые, склонные к обвалам и осыпям породы, обсадная колонна предохраняется от коррозии в результате воздействия пластовых вод. Состав тампонажного раствора определяется геолого-техническими условиями скважины (пластовое давление, температура). При приготовлении раствора используются осреднительные емкости.

Проектируем одноступенчатое цементирование, так как этот способ используют при малоразличающихся между собой градиентов гидроразрыва пород по всему разрезу скважины и их глубине до 3000 м. Для уменьшения гидростатического давления на пласт при цементировании используем в верхней части интервала цементирования (начиная с 2145 метров до 690 метров по вертикали) стандартный облегчённый тампонажный раствор типа ПЦТ-III-Об 5-50 с плотностью 1,5 г/см³. В интервале продуктивного пласта и выше до 2145 метров используем тампонажный раствор типа ПЦТ-I-G нормальной плотности, равной 1,9 г/см³. Проверим возможность одноступенчатого цементирования в таких условиях. Для этого поведём подтверждающий расчёт:

Р_ГС. + Р_ГД. < Р_ГР./1,2 , (2.5.63)

где: Р_ГР. - давление гидроразрыва пород, МПа;

Р_ГД. - давление необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений при движении тампонажного раствора в затрубном пространстве, МПа;

Р_.ГС. - гидростатическое давление цементного и бурового раствора за колонной, МПа;

Давление гидроразрыва на глубине 2500 м рассчитывается по формуле:

Р_ГР =?P₁*? H₁ + ?P₂*? H₂ + ?P₃*? H₃ + ?P₄*? H₄ + ?P₅*? H₅ + ?P₆*? H₆ + ?P₇*? H₇ + ?P₈*? H₈ + ?P₉*? H₉ + ?P₁₀*? H₁₀+ ?P₁₁*? H₁₁,

где: ?P_і - градиент давления на i - той глубине (табл. 1.2.4);

? H_i - интервал, на котором действует соответствующий градиент (табл. 1.2.4);

Р_ГР.=0,0172*250+0,0173*40+0,0175*120+0,0174*80+0,0175*129+0,0174*211+ 0,0176*25+0,0174*755+0,0178*759+0,0182*16+0,0180*115=43,8613 МПа.

Р_.ГС. - рассчитывается по следующей формуле:

Р_ГС. = _{СР.ВЗВ.Ж.}*g*H*10^-6; (2.5.65)

где: _{СР.ВЗВ.Ж.} - средневзвешенная плотность столба жидкости, кг/м³;

H - глубина скважины, 2500 м;

_{СР.ВЗВ.Ж.} = (1080*690 + 1500*1455 + 1900*355)/2500 = 1440,88 кг/м³

Р_ГС.=1440,88*9,81*2500*10^-6 = 35,34 МПа

Р_ГД. - рассчитывается по следующей формуле:

Р_ГД. = (_КП.* _СР.ВЗВ.*( _К.П..)² *L)/ (2*g * (k*D_С - D_Н.О.К.)) (2.5.66)

где: _К.П. - коэффициент гидравлических сопротивлений в затрубном пространстве для тампонажного раствора, _К.П. = 0,035;

D_С. - диаметр скважины, м (табл. 2.5.1)

D_Н.О.К.. - наружный диаметр обсадной колонны, м (табл. 2.5.1)

L - длина по стволу эксплуатационной колонны, L = 2722 м;

_КП - скорость движения восходящего потока в кольцевом пространстве, м/с, для эксплуатационной колонны _КП = 0,4 м/с (такая скорость подъема жидкости обеспечивает хорошее качество цементирования за счет того, что в процессе закачки раствора не образуется языков, а стенки скважины очищаются за счет увеличенного времени контакта с буферной жидкостью).

k_СР.ВЗВ. - средневзвешенный коэффициент кавернозности, (табл. 1.2.1); рассчитывается по следующей формуле:

k_СР.ВЗВ. = (k₁*h₁ + k₂*h₂ + k₃*h₃ + k₄*h₄)/H, (2.5.67)

где: k_i - коэффициент кавернозности на интервале h_i,

h_i - интервал,

H - глубина скважина по вертикали,

k_СР.ВЗВ. = (1,3*1610 + 1,25*42 + 1,15*506 + 1,1*342)/2500 = 1,24;

_СР.ВЗВ. - средневзвешенный удельный вес столба жидкости, Н/м³; рассчитывается по следующей формуле:

_СР.ВЗВ. = 9,81*_СР.ВЗВ.; (2.5.68)

Р_ГД. = (0,035*14135,0328*(0,4)²*2722)/2*9,81*(1,24*0,2159 - 0,1461) = 0,09 МПа;

35,34+ 0,09 < 43,8613/1,2

35,43 МПа < 36,55 МПа

Условие выполняется, следовательно, выбранный способ цементирования, а также запроектированные плотности облегчённой и нормальной тампонажных растворов можно использовать для данной скважины.

2.5.4 Расчёт объёма тампонажной смеси и количества составных компонентов

Тампонажная смесь представляет собой смесь жидкости затворения, вяжущих веществ и минеральных добавок. В зависимости от вида и количества составных элементов тампонажные смеси классифицируют по времени начала схватывания, по температуре применения и по плотности. Большое разнообразие вяжущих средств, минеральных добавок и их различных комбинаций позволяет выбирать тампонажную смесь, удовлетворяющую условием цементирования.

Определяем необходимый объём цементного раствора для цементирования эксплуатационной колонны. При цементировании используется два различных типа цементного раствора, поэтому расчёт сводится к определению объёмов каждого типа цементного раствора.

Объём облегчённого портландцемента для низких и нормальных температур типа ПЦТ-III-Об 5-50, плотностью _ОБ.Т.С. = 1500 кг/м³ определим по формуле:

V_ОБ.Т.С= 0,785*[((k*D_С.)²- (D_.Н.О.К.)²)*(L₂ - (Н_К - h_.) + ((d_К.В.)² - (D_Н.О.К.)²)*(Н_К - h)], (2.5.70)

где: L₂ - интервал заполнения заколонного пространства облегчённым

цементным раствором, 1615 м. (из учета кривизны скважины);

Н_К - глубина спуска кондуктора по стволу, Н_К = 909 м;

d_К.В. - внутренний диаметр кондуктора, d_К.В. = 0,2287 м;

h - уровень цемента в заколонном пространстве, 743 м;

k - коэффициент кавернозности интервала, k = 1,25 (табл. 1.2.1);

D_С. - диаметр скважины, D_С. = 0,2159 м.

D_Н.О.К - наружный диаметр обсадной колонны (табл. 2.5.1),

D_Н.О.К = 0,1461 м.

V_ОБ.Т.С.= 0,785*[((1,25*0,2159) ²- 0,1461²)*(1615 - (909 - 743)) + (0,2287² - 0,1461²)*(909 - 743)] = 62,6 м³

Объём цемента типа ПЦТ-I-G, плотностью _Т.С. = 1900 кг/м³ определим по формуле:

V_Т.С..= 0,785*[(k*D_С.)²- (D_Н.О.К.)²)*L₁ + (d_В.Э.К.)²*h_{ЦЕМ.СТ..}], (2.5.71)