Проектирование строительства эксплуатационной скважины глубиной 2500 метров на Кошильском месторождении

где: L₁ - интервал заполнения заколонного пространства нормальным цементным раствором, 364 м;

k - коэффициент кавернозности интервала, k = 1,10 (табл. 1.2.1),

h_ЦЕМ.СТ. - высота цементного стакана, 20 м (от башмака колонны до стоп - кольца)

d_В.Э.К.- внутренний диаметр эксплуатационной колонны, d_В.Э.К.= 0,133.

V_Т.С. = 0,785*[((1,1*0,2159) ² - 0,1461²)*364 + (0,133)²*20] = 13,1 м³.

Общий объём цементного раствора:

(V_ЦЕМ.С..)_ОБЩ.= V_ОБ.Т.С. + V_Т.С. = 62,6 + 13,1 = 108,2 м³.

Расчет количества компонентов сухой тампонажной смеси и жидкости для её затворения производим с учётом водотвёрдого (водоцементного) отношения, рекомендуемого поставщиком, и оптимальной плотности цементного раствора.

Определяем среднюю плотность твердой фазы облегчённого ?_ОБ.Т. (в кг/м³) и нормального ?_Н.Т. (в кг/м³) тампонажных растворов по следующей формуле:

?_Т = ?_ТР / [1 - m* (?_ТР / ?_Ж - 1)], (2.5.72)

где: ?_Ж - плотность жидкости затворения, определяемая в процессе подбора рецептуры, кг/м³;

?_ТР - плотность тампонажного раствора, кг/м³;

m - водотвёрдое (водоцементное) отношение.

Рекомендуется для облегченного цементного раствора m=1,024, для цементного раствора нормальной плотности m=0,44.

?_ОБ.Т. = 1500/(1 - 1,024*(1500/1000 - 1)) = 3074 кг/м³

?_Н.Т. = 1900/(1 - 0,44*(1900/1000 - 1)) = 3146 кг/м³

Определяем массу тампонажного материала G (в тоннах), необходимую для приготовления 1 м³ раствора:

G = ?_Т*(?_ТР - ?_Ж) / (?_Т - ?_Ж); (2.5.73)

облегчённого цементного раствора:

G_ОБ. = 3074*(1500 - 1000)/(3074 - 1000) = 741,1 кг = 0,7411 т

нормального цементного раствора:

G_Н = 3146*(1900 - 1000)/(3146 - 1000) = 2794960/2038 = 1319,4 кг = 1,3194 т

Общая масса сухого тампонажного материала (в тоннах) для приготовления требуемого объема тампонажного раствора равна:

G_СУХ = K_Ц *G*V_ТР, (2.5.74)

где: К_Ц = 1,03?1,05 - коэффициент, учитывающий потери тампонажного материала при погрузочно-разгрузочных работах. Принимаем К_Ц =1,04 [7].

облегчённого цементного раствора:

G_СУХ.ОБ. = 1,04*0,7411*62,6 = 48,249 т

нормального цементного раствора:

G_СУХ.Н. = 1,04*1,3194*13,1 = 17,976 т

G_{СУХ. ?} = 48,249 + 17,976 = 66,225 т

Расход сухого тампонажного материала на 1 м³ воды затворения (в тоннах) равен:

G₁ = ?_Т*m; (2.5.75)

облегчённого цементного раствора:

G_1ОБ. = 3074*1,024 = 3147,8 кг/м³ = 3,1478 т/м³

нормального цементного раствора:

G_1Н. = 3146*0,44 = 1384,2 кг/м³ = 1,3842 т/м³

Определяем полный объем воды для затворения общей массы сухого тампонажного материала (в м³):

V_В = К_В*G_СУХ / G₁, (2.5.76)

где: К_В = 1,08?1,10 - коэффициент, учитывающий потери воды, принимаем К_В = 1,09.

облегчённого цементного раствора:

V_{В ОБ.} = 1,09*48,249/3,1478 = 16,71 м³

нормального цементного раствора:

V_{В Н.} = 1,09*17,976/1,3842 = 14,16 м³

Полный объём воды (V_{В ?)} для затворения общей массы сухого облегчённого и нормального тампонажных материалов:

V_В.? = V_{В ОБ.} + V_{В Н.} =16,71 + 14,16 = 30,87 м³

Количество химических реагентов (в л - для жидких и в кг - для сухих веществ), необходимое для обработки 1 м³ воды затворения, определяется по формуле:

Q_{ХР .}= 10*G₁*а, (2.5.77)

где: а - содержание химических реагентов по отношению к массе сухого тампонажного материала (определяется лабораторными испытаниями), %.

Затворение облегченного тампонажного раствора производят на воде без каких-либо добавок, следовательно а_ОБ=0%.

В тампонажный раствор нормальной плотности для улучшения реологических свойств вводят 0,4% пластификатора С-3. Также для улучшения избирательного смачивания водой поверхности обсадных труб, которое способствует лучшему сцеплению с цементом, используются сульфацелл-2 в количестве 0,4% и пеногаситель ОП-3 в количестве 0,08%.Поэтому общее количество химических реагентов а_Н=0,4%+0,4%+0,08%=0,88%.

Q_Х.Р= 10*G₁*а, (2.5.78)

облегчённого цементного раствора:

Q_{Х.Р. ОБ.} = 0 т

нормального цементного раствора:

Q_{Х.Р. Н.} = 10*1384,2*0,0088 = 121,81 кг = 0,1218 т

Общее количество химических реагентов для обработки всего объема воды затворения рассчитывается по формуле:

G_ХР = Q_ХР*V_В, (2.5.79)

для облегчённого цементного раствора:

G_{Х.Р. ОБ.} = 0 т/м³

для нормального цементного раствора:

G_{Х.Р. Н.} = 0,1218*14,16 = 1,725 т/м³

2.5.5 Обоснование типа и расчёт объема буферной, продавочной жидкостей и цементного раствора

Буферные жидкости предназначены для предотвращения смешения бурового и тампонажного растворов, очистки стенок скважины от рыхлой части глинистой корки, повышения полноты замещения бурового раствора цементным.

Существуют многочисленные типы буферных жидкостей, выбор которых зависит от условий применения, их эффективности и затрат на приготовление.

Буферные жидкости должны отвечать следующим требованиям:

-обеспечивать разделение бурового раствора от тампонажного;

-смывать рыхлую часть глинистой корки и удалять шлам из каверн и желобных выработок;

-снижать гидродинамическое давление по стволу скважины;

-предупреждать газонефтеводопроявления и поглощения при цементировании;

-не ухудшать коллекторские свойства продуктивных пластов;

-быть химически совместимыми с буровым и тампонажным растворами;

-обладать моющими или структурированными свойствами.[7]

В качестве буферной жидкости при цементировании эксплуатационной колонны предусматривается использование технической воды с добавлением НТФ.

Объем буферной жидкости зависит от времени контакта для эффективной очистки затрубного пространства и определяется как произведение:

V_БЖ = S_К*v_ВП *t, (2.5.80)

где: S_К = ?*(D²_СКВ* k² - D²_ОК)/4 - площадь затрубного (кольцевого) пространства, м²;

D_СКВ - диаметр скважины, м;

D_НОК - наружный диаметр обсадной колонны, м;

k - средневзвешенный коэффициент кавернозности, учитывающий увеличение объёма затрубного пространства за счёт образовавшихся каверн, открытых трещин и пор в стенках скважины (k_СР.ВЗВ. = 1,24);

t - время контакта, с;

Анализ показывает, что время контакта буферной жидкости со стенками скважины играет существенную роль в эффективности цементирования. При времени контакта менее 7 мин в 50 % случае качество цементирования было неудовлетворительным и требовалось повторное цементирование. Принимаем t = 500 с.

v_ВП - скорость восходящего потока, м/с;

За оптимальную для цементирования эксплуатационных колонн скорость восходящего потока принимаем 0,4 м/с. Эта скорость обеспечивает наилучшее замещение вытесняемого раствора за счет равномерного подъёма буферной жидкости и тампонажного раствора вокруг колонны (отсутствие “языков”).

V_БЖ = 0,4*500*3,14*(1,24²*0,2159² - 0,1461²)/4 = 7,9 м³

Отсюда высота буферной жидкости в затрубном пространстве равна:

H_БУФ.Ж. = V_БЖ / S_К, (2.5.81)

H_БУФ.Ж. = 7,9/(3,14*(1,24²*0,2159² - 0,1461²)/4) = 200 м

(Практически считается, что высота столба буферной жидкости в затрубном пространстве должна составлять не менее 150-200 м). Проверим величину репрессии на пласт в момент, когда вся буферная жидкость будет продавлена в кольцевое пространство.

Определим величину репрессии при бурении F₁ (%):

F₁ = ((H*_Б.Р.*g - Р_ПЛ)/Р_ПЛ)*100%; (2.5.82)

где: H - глубина кровли пласта, h = 2385 м; (таблица)

Р_пл - пластовое давление, Р_пл = 23,85 МПа; (формула)

F₁ = ((2385*1080*9,81 - 23850000)/23850000)*100% = 5,95 %;

Определим величину репрессии при закачивании буферной жидкости F₂ (%):

F₂ = ((H*_{СР.ВЗВ.СТ.}*g - Р_ПЛ)/Р_ПЛ)*100%; (2.5.83)

_{СР.ВЗВ.СТ.} = (200*1000 + 2185*1080)/2385 = 1073,29 кг/м³

F₂ = ((2385*1073,29*9,81 - 23850000)/23850000)*100% = 5,29%

Определим величину снижения репрессии F:

F = F₁ - F₂ = 5,95% - 5,29% = 0,66%,

при таком значении F исключается возможность флюидопроявления.

Определяем необходимое количество продавочной жидкости V_ПР (м³). Проектируем вести продавку тампонажной смеси буровым раствором плотностью 1,08 г/см². Расчёт выполняем по следующей формуле:

V_ПР = k_ПР*?*[d²_ОК *(L - h_СТ)] / 4, (2.5.84)

где: k_ПР - коэффициент, учитывающий сжатие продавочной жидкости (для глинистого раствора k_ПР = 1,03 - 1,05), принимаем k_ПР = 1,04.

d_О.К. - средневзвешенный внутренний диаметр обсадной колонны, м.

d_О.К. = (13,07*167 + 13,21*434 + 13,31*2121)/2722 = 13,28 см = 0,1328 м;

h_СТ - высота цементного стакана, м (h_СТ = 20 м);

L - глубина скважины по стволу, м (L = 2722 м);

V_ПР = 1,04*3,14*((0,1328²*(2722 - 20))/4 = 38,90 м³

2.5.6 Выбор типа и расчёт необходимого количества цементировочного оборудования

Максимальное ожидаемое давление на цементировочной головке Р_ЦГ (в МПа) рассчитывают по формуле:

Р_ЦГ = ?P_ГС + P_Т + P_К + P_СТ, (2.5.85)

где: ? P_ГС - максимальная ожидаемая разность гидростатических давлений в затрубном пространстве и в трубах в конце процесса цементирования, МПа;

P_Т, P_К - гидравлические сопротивления соответственно в трубах и в затрубном пространстве при принятом значении v, МПа;

P_СТ = 3 МПа - давление момента “Стоп”.

Разность гидростатических давлений определяют по формуле:

? P_ГС = 0,001*g*[ Н₁* ?_{СР.ВЗВ.Т.С.} + H_БУФ.Ж.*?_Б.Ж. + (L₁ - Н₁ - H_БУФ.Ж.)*?_Б.Р. - (L₁ - h₁)* ?_ПР - h₁*?_Н.Т.С.], (2.5.86)

где: L₁ - глубина скважины по вертикали, м;

Н₁ - высота подъема тампонажного раствора от башмака колонны по вертикали, м;

H_БУФ.Ж. - высота подъёма буферной жидкости, м;

h₁ - высота цементного стакана в колонне по вертикали, м;

g = 9,81 м/с² - ускорение свободного падения;

?_ПР - плотность продавочной жидкости, г/см³;

?_Б.Ж. - плотность буферной жидкости, г/см³;

?_Н.Т.С - плотность нормальной тампонажной смеси, г/см³;

?_{СР.ВЗВ.Т.С.} - средневзвешенная плотность тампонажной смеси, г/см³;

?_{СР.ВЗВ.Т.С.} = (1,50*1455 + 1,90*355)/1810 = 1,578 г/см³;

? P_ГС = 0,001*9,81*(1810*1,578 + 200*1,000 + (2500-1810-200)*1,080 - (2500-20)*1,080 - 20*1,90) = 8,52 МПа.

Гидравлические сопротивления внутри обсадной колонны Р_Т и в затрубном пространстве Р_К (в МПа) в конце продавки тампонажной смеси находят по формулам Дарси-Вейсбаха:

Р_Т = ?Р_Т^i; (2.5.87)

P_Тⁱ = 8,11* ?_Т *?_ПР *Q² *Lⁱ / d⁵_ОКⁱ, (2.5.88)

P_К = 8,11 *?_К *Q² *{?_ТР *(L - l) / [(D_СКВ - D_ОК)³ *(D_CКВ + D_ОК)²] + ?_СРВЗВ *l / [(d_КОН - D_ОК)³ *(d_КОН + D_ОК)²]}, (2.5.89)

где ?_{Т, К} - коэффициенты гидравлических сопротивлений внутри обсадной колонны и кольцевом пространстве, для практических расчетов принимаются равными 0,02 и 0,035 соответственно;

D_СКВ, D_ОК, d_КОН - соответственно средний диаметр скважины, наружный диаметр обсадной колонны и внутренний диаметр кондуктора, см;

Q - производительность закачки раствора, л/с;

L - длина обсадной колонны, м;

l - длина кондуктора, м;

d_ОКⁱ - внутренние диаметры секций обсадной колонны, см;

Р_Тⁱ - гидравлические сопротивления внутри секций обсадной колонны, имеющих диаметры d_ОКⁱ, МПа;

Lⁱ - длина секций обсадной колонны, м;

?_СРВЗВ - средневзвешенная плотность раствора в кондукторе в конце продавки тампонажной смеси, г/см³. Равна ?_ТР при цементировании колонны до устья;

?_ПР - плотность продавочной жидкости, г/см³.

Производительность закачки цементного и бурового растворов (в л/с):

Q = 0,0785* (k²*D²_СКВ - D²_ОК) *v, (2.5.90)

где v - скорость подъёма тампонажного раствора в кольцевом пространстве в м/с.

Q = 0,0785*(1,24²*21,59² - 14,61²)*0,4 = 15,8 л/с

Гидравлическое сопротивление в затрубном пространстве обсадной колонны равно:

P_К = 8,11*0,035*15,8²*[1,578*(2722 -909)/((1,24*21,59 - 14,61)³*(1,24*21,59 + 14,61)²] + (1,136*909/[(22,87 - 14,61)³*(22,87 + 14,61)²)]} = 0,16 МПа

Определяем гидравлические сопротивления внутри каждой секции обсадной колонны:

P_Т¹ = 8,11* ?_Т *?_ПР *Q² *L¹ / d⁵_ОК¹ = 8,11*0,02*1,08*15,8²*167/13,07⁵ = 0,0191 МПа;

P_Т² = 8,11* ?_Т *?_ПР *Q² *L² / d⁵_ОК² = 8,11*0,02*1,08*15,8²*434/13,21⁵ = 0,0471 МПа;

P_Т³ = 8,11* ?_Т *?_ПР *Q² *L³ / d⁵_ОК³ = 8,11*0,02*1,08*15,8²*2121/13,31⁵ = 0,2220 МПа;

Находим суммарное значение гидравлических сопротивлений обсадной колонны:

P_Т = P_Т¹ + P_Т² + P_Т³ = 0,0191+0,0471+0,2220 = 0,2883 МПа;

Тогда максимальное ожидаемое давление на цементировочной головке равно:

Р_ЦГ = 8,52 + 3 + 0,16 + 0,2883 = 11,97 МПа

Рассчитываем давление на цементировочных насосах цементировочных агрегатов Р_ЦА:

Р_ЦА ? Р_ЦГ / 0,8; (2.5.91)

Р_ЦА ? 11,97/0,8 = 14,96 МПа

Проектируем цементировочный агрегат ЦА-320М [7]. У агрегата производительность на 2 - й скорости Q_ЦА = 4,3л/с, при диаметре втулки 125 мм, давление P_ЦА = 19МПа, т.е. заданный режим по давлению обеспечится при использовании этого цементировочного агрегата(таб.2.5.4).

Таблица 2.5.4 Подача и давление цементировочного агрегата ЦА-320М при диаметре втулки 125мм

Передача	Давление (МПа) при диаметре поршня, мм	Производительность (л/сек) при диаметре поршня, мм
	125	125
1	24	2,3
2	19	4,3
3	10,7	8,7
4	6	14,5

По расчетному значению Q определяем количество цементировочных агрегатов:

n = Q / q + 1, (2.5.92)

где: q - производительность одного ЦА на 2 скорости при диаметре втулок, обеспечивающий необходимое давление, q₂ = 4,3 л/с при давлении Р_ЦА; 1 - резервный агрегат,

n = 15,8/4,3 + 1 = 3,7 + 1 = 4,7;

Так как скорость восходящего потока не более 0,4 м/с принимаем n = 4 (3 основных агрегата и 1 резервный агрегат).

Определим максимальную подачу, которую развивают 3 агрегата на максимальной передаче:

Q_МАХ. = 14,5*3 = 43,5 л/с

Теперь проверим, возможно, ли закачать тампонажный раствор до забоя в режиме ускоренной закачкой:

Q_МАКС ? v[P_ГР /1,2 - 0,001*g *((L₁ - H_БУФ.Ж.) *?_Б.Р. + H_БУФ.Ж.* ?_Б.Ж.)] / 8,11 *?_К *{?_{СР.ВЗВ.СТ.}*(L₁ - l)/[(D_СКВ - D_ОК)³ *(D_CКВ + D_ОК)²] + ?_Б.Р.*l/[(d_КОН - D_ОК)³*(d_КОН+D_ОК)²]}, (2.5. 93)

Q_МАКС ? v[43,8613/1,2-0,001*9,81*(2522*1,08 + 200*1,00)]/[8,11*0,035*{(((1613*1,08+200*1,00)/1813)*1813)/((1,24*21,59-14,61)³*(1,24*21,59 + 14,61)²) +(1,08*909)/((22,87 - 14,61)³*(22,87 + 14,61)²)]} = 121,739 л/с.

43,5 л/с < 121,739 л/с

Следовательно, до забоя можно закачивать тампонажный раствор в режиме ускоренной закачки.

Приготовление тампонажных растворов для изоляции продуктивных горизонтов должно производиться в отдельной осреднительной емкости с целью получения однородной смеси и качественного разобщения пластов. Рассчитаем дополнительное количество цементировочных агрегатов, которые будут качать тампонажный раствор в эту ёмкость.

Так как потери давления в циркуляционной системе насосного агрегата пренебрежимо малы, целесообразно качать тампонажный раствор в осреднительную ёмкость при максимальном диаметре втулок (125 мм) на высшей передаче.

Для обеспечения Q_MAX. = 43,5 л/с при продавке тампонажного раствора в скважину необходимо иметь запас по суммарной производительности агрегатов работающих на осреднительную ёмкость. На основании изложенного проектируем 4 дополнительных цементировочных агрегата. Определим подачу этих агрегатов:

Q_ДОП. = 4*14,5 = 58 л/с

Определим коэффициент запаса по производительности агрегатов работающих на осреднительную ёмкость:

k_{ОСР.ЁМК.} = Q_ДОП. / Q_MAX. = 58/43,5 = 1,33

Общее количество агрегатов, участвующих в цементировании скважины равно 8.

Для приготовления тампонажного раствора проектируем цементосмесительную машину типа УС6-30, которая имеет следующие характеристики:

масса загрузки бункера на месте цементирования, т	20
наибольшая производительность приготовления тампонажного раствора плотностью 1,8 г/см3	.27
плотность приготавливаемого раствора, г/см3	1,3 - 2,4 (+ 0,02)
давление жидкости, МПа
- оптимальное	1,5
- максимальное	2,0
габариты, мм:
- длина	8860
- ширина	2500
- высота	.3430
масса, кг	12240

Определяем число цементосмесительных машин:

m = Q_ДОП./q_Ц.С.М., (2.5.94)

где: q_Ц.С.М. - производительность цементосмесительной машины, л/с;

m = 58/27 = 2,15, принимаем m = 3

Проверяем, достаточно ли суммарного объёма мерных баков цементировочных агрегатов V_МБ (в м³) для воды затворения тампонажной смеси:

V_МБ ? V_В, (2.5.95)

где: V_В = 30,87 м³

V_МБ = 6,4*4 =25,6 м³

25,6 < 30,87, условие не выполняется.

Определяем, достаточно ли ёмкости мерников 3 ЦА для заправки продавочной жидкостью:

V_МБ ? V_ПР, (2.5.96)

где:

V_ПР=38,9 м³

V_МБ=6,4*3= 19,2 м³

19,2<38,9, условие не выполняется,

поэтому необходимо производить долив продавочной жидкости (бурового раствора) в мерные баки из емкости буровой установки.

Проверяем, достаточно ли суммарной массы тампонажной смеси в бункерах цементосмесительных машин G (в тоннах) для цементирования колонны:

G = m *G_Б ? G_СУХ, (2.5.97)

где: G_СУХ - требуемая суммарная масса сухого тампонажного материала, т;

G_Б - вместимость бункера смесителя, G_Б = 20 т.

G = 3*20< 66,225

60 < 66,225, условие не выполняется,

поэтому добавляем ещё одну цементосмесительную машину.

2.5.7 Технологический режим цементирования скважины

Особую задачу представляет решение вопроса о режиме закачки и продавки тампонажной смеси. Дело в том, что в процессе работы цементировочных агрегатов, давление на цементировочной головке постоянно изменяется из-за изменения положения уровня тампонажной смеси в трубах и затрубном пространстве. В период закачки смеси в обсадные трубы давление будет уменьшаться до минимального, а после выхода смеси из-под башмака колонны давление будет возрастать до максимального в конце продавки. Поэтому в начальный период цементирования агрегаты могут работать в режиме максимальной производительности (при минимальном давлении). В дальнейшем с повышением давления производительность агрегатов необходимо снижать. Практически это реализуется переключением скоростей агрегата.

Расчёт режимов закачки растворов начинают с построения графика изменения давлений на цементировочной головке в зависимости от суммарного объёма закаченных растворов. График строится по трём характерным точкам, между которыми изменение давления на цементировочной головке с некоторой долей условности считают линейным. Это точка начала закачки тампонажного раствора в обсадную колонну, в которой давление на цементировочной головке равно сумме гидравлических сопротивлений в колонне и кольцевом пространстве, точка, соответствующая моменту прихода тампонажного раствора на забой, когда давление на цементировочной головке минимально и точка в конце продавки тампонажного раствора, в которой давление на цементировочной головке максимально.

Точка 0.

Давление на цементировочной головке в момент начала закачки тампонажного раствора в обсадную колонну Р⁰_Ц (в МПа) равна сумме гидравлических сопротивлений в секциях обсадной колонны Р⁰_Т и Р⁰_К, которые рассчитывают по формулам, аналогичным формулам () и ():

Р⁰_Ц = Р⁰_Т + P⁰_К; (2.5.98)

Определяем гидравлические сопротивления в трубах Р⁰_Т (МПа) для этого случая:

Р⁰_Т = ?Р_Тⁱ; (2.5.99)

P_Тⁱ = 8,11*?_Т*?_БР*Q²_МАКС*Lⁱ / d⁵_ОКⁱ, (2.5.100)

P_Т¹ = 8,11*?_Т*?_Б.Р.*Q²_МАХ *L¹ / d⁵_ОК¹ = 8,11*0,02*1,08*43,5²*167/13,07⁵ =0,145 МПа;

P_Т² = 8,11*?_Т*?_Б.Р.*Q²_МАХ*L² / d⁵_ОК² = 8,11*0,02*1,131*43,5²*434/13,21⁵ = 0,358 МПа;

P_Т³ = 8,11*?_Т*?_Б.Р.*Q²_МАХ*L³ / d⁵_ОК³ = 8,11*0,02*1,131*43,5²*2121/13,31⁵ =1,683 МПа;

Находим суммарное значение гидравлических сопротивлений внутри обсадной колонны:

P^?0_Т = P_Т¹ + P_Т² + P_Т³ = 0,145 +0,358 +1,683 = 2,186 МПа;

Определяем гидравлические сопротивления в затрубном пространстве, МПа;

P⁰_К = 8,11 ?_К Q²_МАКС *?_БР *{ (L - l) / [(D_СКВ - D_ОК)³ (D_CКВ + D_ОК)²] + l / [(d_КОН - D_ОК)³ (d_КОН + D_ОК)²]}; (2.5.101)

P⁰_К = 8,11*0,035*43,5²*1,08* [(2722-909)/((1,24*21,59 - 14,61)³*(1,24*21,59 + 14,61)²) + 909/(22,87 - 14,61)³*(22,87 + 14,61)²] = 1,007 МПа

Рассчитаем давление на цементировочной головке в момент начала закачки тампонажного раствора в обсадную колонну:

Р⁰_Ц =2,186 + 1,007 = 3,193 МПа;

Точка 1.

Рассчитываем давление, которое возникает на цементировочной головке в момент прихода тампонажной смеси на забой, Р¹_Ц (в МПа):

Р¹_Ц = ? P¹_ГС + P¹_Т + P¹_{К ,} (2.5.102)

где ? P¹_ГС - максимальная ожидаемая разность гидростатических давлений в затрубном пространстве и в трубах на момент прихода тампонажной смеси на забой, МПа (эта величина отрицательна);

P¹_Т, P¹_К - гидравлические сопротивления соответственно в трубах и в затрубном пространстве, МПа;

? P¹_ГС можно рассчитать по формуле:

? P¹_ГС = 0,001*g*L¹ * (?_БР - ?_ТР), (2.5.103)

где: L¹ - глубина скважины по вертикали, м;

g - ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с²;

?_БР - плотность бурового раствора, г/см³ (плотность буферного раствора принимается равной плотности бурового раствора);

?_ТР-плотность облегченной тампонажной смеси;

V_ОК = ? *d²_ОК *L / 4, (2.5.104)

где: L - длина обсадной колонны, L = 2722 м;

d_ОК - средневзвешенный внутренний диаметр обсадной колонны, d_ОК = 0,1328 м;

V_ОК = (3,14*0,1328²*2722)/ 4 = 37,68 м³,

следовательно ?_ТР = ?_ОБ.ТР. (?_ОБ.ТР - плотность облегчённого тампонажного раствора, г/см³), так как V_ОБ.ТР = 62,6 м³ > V_О.К. = 37,68 м³.

Определяем ? P¹_ГС:

? P¹_ГС = 0,001*9,81* 2385* (1,08 - 1,5) = -9,83 МПа

Определяем гидравлические сопротивления в трубах Р¹_Т (МПа) для этого случая:

Р¹_Т = ?Р_Тⁱ; (5.5.8)

P¹_Тⁱ = 8,11* ?_Т *?ⁱ *Q²_МАКС* Lⁱ / d⁵_ОКⁱ; (2.5.105)

где ?_Т - коэффициент гидравлических сопротивлений внутри обсадной колонны, для практических расчетов принимается равный 0,02;

d_ОК - внутренний диаметр участков обсадных труб, см;

L - длина обсадной колонны, м.

?ⁱ = ?_ОБ.ТР. - плотность облегчённого тампонажного раствора (г/см³),

Lⁱ - длина секций обсадной колонны, м;

d_ОКⁱ - внутренние диаметр секций обсадной колонны, см.

Определяем гидравлические сопротивления внутри каждой секции обсадной колонны:

P_Т¹ = 8,11* ?_Т *?_ОБ.ТР. *Q²_МАХ *L¹ / d⁵_ОК¹ =8,11*0,02*1,5*43,5²*167/13,07⁵ = 0,202 МПа;

P_Т² = 8,11* ?_Т *?_ОБ.ТР. *Q²_МАХ *L² / d⁵_ОК² =8,11*0,02*1,5*43,5²*434/13,21⁵ = 0,498 МПа;

P_Т³ = 8,11* ?_Т *?_ОБ.ТР. *Q²_МАХ *L³ /d⁵_ОК³=8,11*0,02*1,5*43,5²*2121/13,31⁵ = 2,338 МПа;

Находим суммарное значение гидравлических сопротивлений внутри обсадной колонны:

P^?1_Т = P_Т¹ + P_Т² + P_Т³ = 0,202 +0,498 + 2,338 =3,037 МПа;

Определяем гидравлические сопротивления в затрубном пространстве, МПа;

P¹_К = 8,11* ?_К *Q²_МАКС *{?_{СР.ВЗВ.СТ.} *(L - l) / [(k*D_СКВ - D_ОК)³ *(k*D_CКВ + D_ОК)²] + ?_БР* l / [(d_КОН - D_ОК)³ *(d_КОН + D_ОК)²]} = 8,11*0,035*43,5²* [(((1,08*1613+1,0*200)/1813)*1813)/((1,24*21,59 - 14,61)³ * (1,24*21,59 + 14,61)²) + 1,08*909/(22,87 - 14,61)³*(22,87+14,61)²]= 1,005 МПа

Рассчитаем теперь давление, которое возникает на цементировочной головке в момент прихода тампонажной смеси на забой, Р¹_Ц (в МПа):

Р¹_Ц =-9,83 +3,037 +1,005 = - 5,8 МПа

Точка 2.

Максимальное давление на цементировочной головке, без учёта давления “Стоп” в конце продавки тампонажной смеси Р²_Ц может быть найдено по формуле:

Р²_Ц = Р_ЦГ - Р_СТ, (2.5.106)

Р²_Ц = 11,97 - 3 = 8,97 МПа

Следующий этап - определение суммарных закачанных объёмов ?V в скважину при цементировании (абсциссы графика). Эти объёмы рассчитывают без учёта закачки буферной жидкости.

На момент начала закачки тампонажного раствора объём ?V⁰ равен:

?V⁰ = 0

В момент прихода тампонажного раствора на забой ?V¹ равен внутреннему объёму обсадной колонны V_ОК:

?V¹ = V_ОК = 37,68 м³;

В конце продавки тампонажного раствора ?V² равен сумме объёмов тампонажного раствора V_ТР и продавочной жидкости V_ПР:

?V² = V_ТР + V_ПР = 108,2 +38,9 =147,1 м³

По полученным данным строим график изменения давления на цементировочной головке (рис 2.5.6).

Из графика изменения на цементировочной головке, видно, что на IV скорости можно закачать 116 м³ жидкости, на III скорости 28 м³ жидкости, на II скорости 1,1 м³ жидкости. Оставшиеся 2 м³ жидкости закачиваем на I скорости одним агрегатом.



Рис 2.5.6. График изменения давления на цементировочной головке в процессе цементирования.

Вычисляем время закачки и продавки тампонажного раствора t_Зi (мин) на различных передачах:

t_Зi = V_i / (q_i*n), (2.5.107)

где: q_i - производительность закачки и продавки тампонажного раствора и продавочной жидкости в обсадную колонну на i - ой передаче, л/с;

n - число цементировочных агрегатов, участвующих в продавке;

V_i - объём, закачиваемый на i - ой передаче, м³.

Вычисляем время закачки и продавки на 4 - ой передаче:

?t_{З. 1} = V₁ / (q₄*n); (2.5.108)

где: V₁ = 116 м³ (исходя из рис. 2.5.6);

q₄ - производительность закачки и продавки тампонажного раствора в обсадную колонну на 4 - ой передаче, q₄ = 14,5 л/сек (табл. 2.5.4);

n = 3

?t_{З. 1} = 116*10³/(14,5*3) = 2666,67 сек

Вычисляем время продавки на 3 - ей передаче

?t_{З. 2} = V₂ / (q₃*n), (2.5.109)

где: q₃ - производительность продавки тампонажного раствора в обсадную колонну на 3 - ей передаче, q₃ = 8,7 л/сек (табл. 2.5.4);

V₂ = 28 м³ (исходя из рис. 5.5.1);

n = 3

?t_{З. 2} = 28*10³/(8,7*3) = 1072,8 сек

Вычисляем время продавки на 2 - ой передаче

?t_{З. 2} = V₂ / (q₃*n), (2.5.110)

где: q₃ - производительность продавки тампонажного раствора в обсадную колонну на 2-ой передаче, q₂ = 6 л/сек (табл. 2.5.4);

V₂ = 1,1 м³ (исходя из рис. 5.5.1);

n = 3

?t_{З. 2} = 1,1*10³/(6*3) = 61,11 сек

В связи с тем, что продавку последних 2 м³ необходимо производить на минимальной передаче одним агрегатом рассчитаем затраченное на это время:

?t_{З. 3} = V₃ / (q₁*n), (2.5.111)

где: q₁ - производительность продавки тампонажного раствора в обсадную колонну на 1 - ой передаче, q₁ = 2,3 л/с (табл. 2.5.4);

V₃ = 2м³

n = 1

?t_{З. 3} = 2*10³/2,3 = 869,56 сек,

Находим суммарное время затворения ?t_З:

?t_З =2666,67+1072,8+61,11+869,56 = 4670,14 сек = 77,8 мин

?t_З ? 0,75 *t_ЗАГ, (2.5.112)

t_ЗАГ - время начала загустевания тампонажного раствора, определяемое консистометром, мин (для ПЦТ - I - 100 равно 105 мин);

15 мин - дополнительное время, необходимое для вывода цементосмесительной машины на режим, освобождения продавочной пробки и получения сигнала “Стоп”.

75,5 мин < 0,75*105 = 78,75 мин, условие выполняется

Рассчитываем также число агрегатов, задействованных в закачке буферной жидкости, по формуле:

n_БЖ = V_БЖ / V_МБ, (2.5.113)

где: V_БЖ - объём буферной жидкости, V_БЖ = 7,9 м³;

V_МБ - объём мерных баков, V_МБ = 6,4 м³.

n_БЖ = 7,9/6,4 = 1,23 ? 2

Время закачки буферной жидкости t_БЖ определяем по формуле:

t_БЖ = V_БЖ / (q_МАКС *n_БЖ), (2.5.114)

где: V_БЖ - объём буферной жидкости, м³;

q_МАКС - производительность закачки раствора в обсадную колонну одним цементировочным агрегатом в режиме ускоренной закачки л/с.

t_БЖ = 7,9*10³/(14,5*2) =272,4 сек = 4,5 мин

2.6 Проектирование процессов испытания и освоения скважины в процессе бурения

Данная скважина при первичном вскрытии нефтеносного горизонта на продуктивность не испытывается, так как является добывающей.

Заключительный технологический этап при бурении эксплуатационных и разведочных нефтяных и газовых скважин связан с освоением продуктивных горизонтов. От качественной реализации технологии освоения зависит последующая эффективность объекта эксплуатации.

В комплекс работ по освоению входят: вторичное вскрытие пласта, выбор способа вызова притока из пласта и, при необходимости, методов активного воздействия на призабойную зону с целью устранения вредного воздействия на продуктивный пласт процессов бурения при вскрытии и интенсификации притока. [6]

Вторичное вскрытие пласта.

Пласт сообщается со скважиной с помощью каналов, которые образуются в обсадной колонне, цементном камне и некоторой части пласта после прострела последних перфораторами. Буровой раствор заменяем на перфорационную жидкость - солевой раствор СаCl. По требованию заказчика производим вскрытие пласта на депрессии 10 МПа.

В качестве основного перфоратора проектироуем перфоратор кумулятивный бескорпусной ленточный ПКС - 105У. Характеристика перфоратора представлена в таблице 2.6.1.

Таблица 2.6.1. Техническая характеристика перфоратора ПКС - 105У.

Техническая характеристика	3 100 6 12 10 80 150
-число труб в интервале перфорации - максимальное число зарядов, отстреливаемых на спуск - максимальная плотность за спуск, отверстие/м - средний диаметр канала, мм (не менее) при твёрдости породы 700 МПа - минимальное гидростатическое давление в скважине, МПа - максимальное гидростатическое давление в скважине, МПа - максимальная температура, 0С

Интервал перфорации рассчитывается по следующей формуле:

H = n/m, (2.6.1)

где: m - плотность перфорации, отверстие на 1м.,

n - кол-во перфорированных отверстий;

S_ТР ? n*S_ПЕРФ, * К_р, (2.6.2)

где: S_ТР - площадь трубы, м²

n - кол-во перфорированных отверстий,

S_ПЕРФ - площадь перфорации, м²

К_р - коэффициент расхода, равный 0,62.

n? S_ТР/ (S_ПЕРФ*К_р), (2.6.3)

S_ТР = ?*d₁²/4, (2.6.4)

S_ПЕРФ = ?*d₂²/4, (2.6.5)

где: d₁ - внутренний диаметр колонны, d₁ = 0,1461 - 0,0154 =0,1307м

d₂ - диаметр перфорационного канала, d₂ = 0,012 м

n? (3,14*0,1307² /4)/((3,14*0,012²/4)*0,62)

n? 0,0134 /0,00007

n ? 191,43

Интервал перфорации равен:

H = 191,43/6 = 32 м;

Устье скважины перед перфорацией должно быть оборудовано перфорационной задвижкой ЗФПЛ - 125 ??125 и опрессовывается на давление опрессовки эксплуатационной колонны.

Существует несколько разновидностей доставки перфоратора в интервал перфорирования: на геофизическом кабеле, на НКТ и за 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).

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.

Исходя из того, что в проектируемой скважине рабочее давление не превышает 21 МПа, а диаметр спускаемых НКТ составит 73,0 мм выбираем для герметизации устья скважины фонтанную арматуру типа АФК1 - 65??21 (ТУ 26 -16 - 45 - 77).

Схема монтажа фонтанной арматуры представлена на рисунке 2.6.1.

Размещено на http://www.allbest.ru/

223

Рис. 2.6.1 Схема монтажа фонтанной арматуру АФК1 - 65??21: 1 - крестовина колонной головки; 2 - трубная головка; 3 - тройник; 4 - задвижка 5 - манометр; 6 -дроссельное устройство.

В промысловой практике известно две группы вызова притока:

1.технологии связанные с уменьшением плотности жидкости в скважине;

2.технологии связанные с уменьшением уровня жидкости в скважине.

1. К технологии с уменьшением плотности жидкости в скважине относятся следующие способы:

вызов притока жидкостями замещения;

вызов притока аэрированными жидкостями;

вызов притока пенами.

2. К технологии с уменьшением уровня жидкости в скважине относятся следующие способы:

вызов притока с помощью компрессора высокого давления;

вызов притока тартанием;

вызов притока свабированием;

вызов притока с помощью струйных насосов.

Прежде чем приступить к вызову притока, устье скважины оборудуется фонтанной арматурой (рис. 2.6.1).

Чтобы получить приток из продуктивного горизонта, необходимо давление в скважине снизить значительно ниже пластового. Исходя из «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» снижение уровня жидкости в эксплуатационной колонне нагнетанием воздуха запрещается (необходимо использовать инертный газ). Существуют различные способы снижения давления, основанные либо на замене тяжелой промывочной жидкости на более легкую, либо на плавном или резком понижении уровня жидкости в эксплуатационной колонне. Вызов притока из пластов с нормальными и аномально низкими пластовыми давлениями осуществляется созданием депрессии путём замены бурового раствора на более лёгкую жидкость и последующего снижения уровня жидкости в скважине.

На данном месторождении вызов притока из скважины осуществляется путем замены раствора СаCl на техническую воду и последующей закачкой пенной системы в соответствии с «Инструкцией по технологии вызова притока из пласта с использованием эжекторов» РД 39 - 2 - 1305 - 85.

Для создания проектной депрессии в 10 МПа принимаем 3 цикла закачки пены с использованием одного цементировочного агрегата ЦА 320М, одного компрессора СД 9/101 и эжектора жидкостно-газового по ГОСТ 2405 - 80 (схема обвязки представлена в приложении).

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 (45,5 кг на один цикл). 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. Предусматривается 3 цикла вызова притока пенной системы.

По окончании вызова притока с получением проектного притока нефти и проведения гидродинамических исследований в 1/10 скважине производится глушение скважины и перевод ее на насосный способ эксплуатации [2].

2.7 Разработка мероприятий по предупреждению осложнений и аварий при сооружении скважины

Основная цель бурения - качественное, технологически грамотное с минимальными затратами времени и средств выполнение всех процессов и операций соответствующих сооружению скважины. Одним из основных критериев высокого качества строительства скважин является бурение без осложнений и аварий. В ходе строительства скважины возможны осложнения представленные в табл. . Для их предотвращения необходимо принять комплекс разработанных мероприятий, описанных в этой части.[20]

Обвалы и осыпи стенок скважины.

Обвалы стенок скважины могут происходить в результате недостаточного противодавления на стенки скважины, нарушения их прочности и устойчивости фильтратом бурового раствора, а так же в результате резких колебаний гидростатического и гидродинамического давлений на стенки скважины.

Обвалы стенок, носящие катастрофический характер, могут происходить в результате резкого и значительного снижения гидростатического давления, вызванного поглощением промывочной жидкости или её разгазированием, а так же недоливом скважины во время подъема.

Для предотвращения обвалов необходимо выполнять следующие мероприятия:

1. Для предотвращения резких колебаний на стенки скважины при СПО обязательно производят долив скважины через каждые 5 - 7 свечей.

2. Перед подъемом инструмента делается промывка скважины, обрабатывается и производится очистка промывочной жидкости по циклу. Не допускается подъем инструмента при повышенных значений вязкости и СНС.

3. Подъем инструмента с сальником, в интервале затяжек производится на пониженной скорости, до 0,4 м/с.

4. После подъема с затяжками на значительном интервале, запрещается спускать в скважину компоновки с отклонителями, а также жесткие компоновки, включающие УБТ, калибраторы большого диаметра, центраторы и т.п.

Прихваты бурильной колонны.

Для предупреждения прихватов необходимо придерживаться требований «Инструкции по борьбе с прихватами колонн труб при бурении скважин». При этом должны соблюдаться следующие основные требования.

1. Нельзя допускать отклонений от установленной плотности промывочной жидкости более чем на ± 0,02 г/см³ .

2. Для повышения противоприхватной способности необходимо в течение всего цикла бурения скважины поддерживать в промывочной жидкости определенное содержание смазочных веществ.

3.Необходимо непрерывно контролировать циркуляцию промывочной жидкости, по возможности устанавливать автоматические сигнализаторы ее прекращения.

4.Нельзя оставлять бурильную колонну без движения в открытой части ствола, особенно при вскрытых неустойчивых пластах, в продуктивных горизонтах, сильнопористых и проницаемых породах, а также напротив пород, склонных к образованию осыпей и обвалов.

5. При кратковременном (до 0,5 ч) прекращении циркуляции бурового раствора надо поднять колонну бурильных труб от забоя не менее чем на 15 м и через 2--5 мин расхаживать и проворачивать ротором. При прекращении циркуляции или неисправности оборудования, на устранение неполадок которых потребуется более 30 мин, бурильную колонну надо поднять в кондуктор.

6. При возникновении посадок надо приостановить спуск колонны, поднять ее на длину 15 - 20 м, проработать опасный интервал и только тогда продолжить спуск колонны.

7. Интервал затяжек, уступов, желобов, обвалов необходимо зафиксировать в буровом журнале.

8. Необходимо следить за исправной работой насосов и механизмов очистки промывочной жидкости (гидроциклоны, вибросита и т.д.).

9. После длительных перерывов в бурении, более 48 часов, ствол скважины следует проработать.

10. При бурении следует делать контрольный приподъем бурильной колонны на 10-15 м через 45 мин бурения при отсутствии затяжек и не реже чем через 15--17 мин бурения при их наличии. В последнем случае перед наращиванием надо прорабатывать пробуренный участок до полного устранения затяжек.[20]

Мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при бурении скважин.

1.После цементирования кондуктора на устье скважины устанавливается противовыбросовое оборудование (ПВО) ОП 5 - 350/80*35, в комплект которого входят: универсальный превентор и два плашечных превентора (нижний превентор с глухими плашками).

2. Перед установкой ПВО на устье скважины устанавливается колонная головка ОКК 1 - 21 - 245-168(146).

3. Запрещается углубление скважины и подъем инструмента, если параметры бурового раствора не соответствуют параметрам, указанным в геолого-техническом наряде.

4.Бурение в интервалах с возможными газонефтеводопроявлениями необходимо осуществлять с установкой под рабочей трубой шарового крана или обратного клапана.

Должен быть обеспечен объем запаса бурового раствора 120 м ³.

При подъеме бурильной колонны следует обеспечить непрерывный долив скважины и контроль за объемом доливаемой жидкости, пользуясь уровнемером.

При наличии признаков сальникообразования запрещается подъем инструмента из скважины до полной ликвидации сальника путем интенсивной промывки и расхаживания инструмента.

При простоях скважины без промывки более 48 часов, перед подъемом инструмента необходимо произвести выравнивание раствора в соответствии с параметрами, указанными в ГТН.

При простоях скважины более 48 часов, спуск бурильной колонны должен производится с промежуточными промывками через 300 м и замером параметров бурового раствора, выходящего из скважины.

При наличии вскрытых пластов, склонных к газопроявлениям, подъем инструмента следует производить на пониженных скоростях, до 1,0 м/с.

Опрессовку обсадных колонн, цементного камня, противовыбросового оборудования необходимо производить в соответствии с требованиями «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» и «Инструкцией по монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования на буровой».

При спуске обсадных колонн необходимо ограничивать скорость спуска в целях предотвращения гидроразрыва пластов. Запрещается бурение скважин ранее пробуренных на кусте при незагерметизированном устье.

14. К работам на скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями не допускаются специалисты и бурильщики, не прошедшие обучение в специализированных учебно-курсовых комбинатах по курсу «Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлении».

15. С членами буровых бригад проводится инструктаж по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов согласно программе, утвержденной главным инженером предприятия.

16. При появлении признаков газонефтеводопроявлений первым закрывается универсальный превентор.

17. После герметизации устья скважины дальнейшие работы по ликвидации газонефтеводопроявления проводятся под руководством мастера или ответственного инженерно-технического работника.

Утяжеление и обработка бурового раствора производится в соответствии с разработанной рецептурой приготовления.

2.8 Проектирование бурового технологического комплекса

Буровые установки представляют собой совокупность наземных сооружений, бурового оборудования и механизмов, силового привода, контрольно-измерительных приборов, вспомогательных грузоподъемных механизмов, средств механизации, трудоемких и тяжелых процессов. Буровые установки должны соответствовать целям бурения, конструкциям скважин, климатическим, геологическим и географическим условиям [ 5 ].