Цементирование буровых скважин

Размещено на http://allbest.ru

МИНОБРНАУКИ РОССИИ

САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Факультет «Нефтетехнологический»

Кафедра «БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

Закачивание скважин

Выполнил: студент: 4-НТФ-2.

Мельниченко А.М.

Проверил: преподаватель

Калиновский С.С.

Самара 2013



Введение

Цементирование скважин - способ крепления скважин путём цементирования затрубного пространства.

Различают ступенчатый, одноцикловый, манжетный и обратный способы цементации скважин, а также цементирование хвостовиков и исправительное цементирование. Наиболее распространена ступенчатая (главным образом двухступенчатая) цементация скважин, которая проводится при наличии зон поглощения в нижележащих пластах, резкой смене температур в зоне цементирования, возникновении больших давлений и т.п. При двухступенчатой цементации скважин цементировочный раствор закачивается через обсадные трубы и продавливается в затрубное пространство последовательно сначала в нижнюю часть, а затем, после окончания цементирования первой ступени, цементируют верхний интервал. При одноцикловом цементировании скважин в обсадные трубы через цементировочную головку закачивается цементировочный раствор, который вытесняет находящийся в трубах глинистый раствор, поднимающийся в затрубном пространстве на заданную высоту. При сооружении скважин в малодебитных, сильно дренированных горизонтах используют манжетный способ.

В процессе цементирования скважин этим способом в скважине устанавливают специальную манжету, выше которой через перфорированные трубы цементный раствор поступает в затрубное пространство. При обратном цементировании скважин цементный раствор закачивается в затрубное пространство, а буровой раствор из скважины выходит на поверхность через колонну спущенных и цементированных труб. Цементирование хвостовиков проводят главным образом разделительной цементировочной пробкой, нижняя часть которой подвешивается на хвостовик, верхняя движется по колонне бурильных труб за цементным раствором. Большинство способов исправительного (повторного) цементирования заключается в доведении раствора до зоны, требующей исправления, и последующем быстром подъёме цементировочных труб.



1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения

Северо-Покачевское - нефтяное месторождение в России. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, в 110 км к северо-западу от г. Нижневартовск.

Климат округа умеренный континентальный, характеризующийся быстрой сменой погодных условий, особенно осенью и весной, а также в течение суток. На формирование климата существенное влияние оказывает защищённость территории с запада Уральским хребтом, а также открытость с севера, способствующая беспрепятственному проникновению холодных арктических масс. Немаловажную роль играет равнинный характер местности с большим количеством рек, озёр и болот. Зима суровая и продолжительная с устойчивым снежным покровом, лето короткое и сравнительно тёплое. Для переходных сезонов (весна, осень) характерны поздние весенние и ранние осенние заморозки. Средняя температура января по округу колеблется в пределах - 18-24

Лето короткое и прохладное, зима длительная и морозная. Весна и осень короткие.

Среднегодовая температура воздуха -- ?0,9 °C

Относительная влажность воздуха -- 73,7 %

Средняя скорость ветра -- 3,1 м/с

Территория округа представляет собой обширную, слабо расчленённую равнину с абсолютными отметками высок, редко достигающими 200 м над уровнем моря.



Таблица 1. Стратиграфический разрез скважины литологическое описание пород

Стратиграфия	Глубина залегания м	Краткое название породы
название	от	до
Четвертичные отложения	0	80	Глина, суглинки, пески
Четвертичные отложения	80	366	Глина, пески
Тавлинская свита	366	490	Глины, пески, песчаники
Люлинворская свита	490	706	Пески, глины, алевролиты, песчаники
Талицкая свита	706	799	Глины, песчаники, алевролиты, пески
Ганькинская свита	799	922	Песчаники, глины
Березовская свита	922	1046	Глины
Кузнецкая свита	1046	1077	Глины, песчаники
Покурская свита	1077	1880	Глины, пески
Алымская свита	1880	1952	Песчаники, глины
Ванденская свита	1952	2529	Глины, песчаники
Мегнонская свита	2529	2831	Известняки
Баженовская свита	2831	2843	Известняки, глины
Георгиевская свита	2843	2847	Доломиты, известняки
Васюганская свита	2847	2912	Известняки, доломиты

1.2 Зоны осложнений

Таблица 2.

Вид осложнения	Интервал	Свита	Методы предотвращения
Поглощение бурового р-ра	0-366 м 1077-1480 м 1952-2529 м	Четвертичные отложения Покурская Ванденская	Контроль за параметрами бурового раствора. Ввод добавок кольмататоров. Использование пен.
Обвалы, осыпи	366-490 м	Тавдинская	Быстрое и качественное бурение интервала. Избегать значительных колебаний бурового р-ра. Небольшие скорости СПО.
Водопроявления	1077-1480 м 1952-2529 м	Покурская Ванденская	Контроль за параметрами бурового раствора.
Нефтепроявления	2831-2912 м	Баженовская Георгиевская Васюганская	Контроль за параметрами бурового раствора.



2. Расчёт обсадных колонн

Расчёт эксплуатационной колоны для горизонтальной скважины

Исходные данные к расчету:

Глубина скважины по стволу L=2912

Длина вертикального участка L=450

Длина искривленного участка L=180

Длина горизонтального участка L=2282

Угол искривления скважины a=12

Уровень цементного стакана L=500

Уровень жидкости в колонне при испытании на герметичность H=1000

Уровень жидкости при освоений H=1150

Глубина залегания проницаемого пласта L=2776-2786

Пластовое давление на глубине 1600м. P=6МПа

Давление у кровли пласта P=32,5МПа

Давление у подошвы пласта P=33,5

Давление на забое P=32

Удельный вес цементного раствора у=1,85*10 в 4

Удельный вес испытательной жидкости у=1*10в4

Удельный вес жидкости при освоений у=0,85

Удельный вес при окончаний эксплуатации у=0,95

Удельный вес раствора за колонной у=1,1

Удельный вес жидкости гидростатического столба у=1,1

Диаметр обсадной колонны D=146

Запас прочности в зоне эксплуатационного объекта n=1,3

Расчет внутреннего давления



При z=400

В интервале по формуле:

При Z=2912

=22МПа

При испытаний на герметичность снижением уровня.

В не зацементированной зоне при h<H

по формуле:

При Z=450

При Z= 1000

В зацементированной зоне по формуле:

При Z=500

В интервале по формуле

При

При

При освоение скважины. В не зацементированной зоне в интервале 0<Z<h;

При Z=2732

При Z= 2912

В зацементированной зоне по формуле:

При Z=1150

При z=L0=500 расчет ведется по формуле:

Промежуточные значения

По окончанию эксплуатации. По условию при окончаний эксплуатации уровень жидкости в скважине сохраняется и составит Hос.

В интервале 0<z<h при z=h давление будет то же, что и при освоений

На глубине Hос. Давление равно

P Hос=4,9МПа

Ниже уровня жидкости в колоне т.е. ниже Hос. Давление изменяется, так как скважина заполняется более тяжелой жидкостью =0,95* H/м

Давление определяется по тем же формулам, что и при освоений скважины, но с жидкостью внутри колоны другого удельного веса.

Полученные данные сведем в таблицу и постоим эпюру избыточных наружных давлений.

Таблица 3.

Глубина, м	Окончание цементирования	Испытание на герметичность	освоение	Окончание эксплуатации	максимум
1	2	3	4	5	6
400	-	3,9	3,9	3,9	3,9
500	-	5.5	3,9	5	5.5
1000	-	11	11.3	11,5	12
2732	-	29.8	30	30.3	31
2912		30	32	32.6	33

Расчет внутренних избыточных давлений.

Внутренние избыточные давления вычисляются по формуле:

-внутренне давление при опрессовке

-натужнее давление

Расчет колоны по внутренним избыточным давлениям производится для случаев испытания колонн на герметичность в один прием без пакера.

Опрессовка колонны проводится с целью установления её герметичности при работе скважины. Для этого ее испытывают давлением после операции ОЗЦ. Давления опрессовки зависит от давления, которое будет во время работы. Поэтому вначале определим давление на устье в период ввода скважины в эксплуатацию по формуле:

Для построение эпюры избыточных внутренних давлений определим давление для разных глубин.

В зацементированной зоне:

При Z=500

При Z=1150

При Z=2732

ПриZ=2912

Расчет эксплуатационной колонны

Выбираем трубы первой секции. Её длина равна длины мощности эксплуатационного объекта, плюс длинна забойного оборудования и плюс 50 метров выше кровли продуктивного пласта L1=250м

Расчетное давление на 250м.

Определим ориентированный вес первой секции



Длину первой секции уточняем из условий обеспечения прочности нижнего сечения второй секции на глубине

Согласно эпюре наружных давлений в верней части секции .

Оставляем эти трубы, поскольку для второй секции запас прочности n2=1.3,

Проверим прочность нижнего сечения второй секции в условиях двухосного напряженного состояния по формуле:

Прочность труб второй секции на этой глубине достаточна, поэтому окончательно L1=250м

Длину второй секции определяем из условия обеспечения прочности нижнего сечения.

Глубина спуска второй секции:

Определим ориентированный вес второй секции

Суммарная длина двух секции

Проверим прочность при удержаний колонны в клиновом захвате ПКР-560 по формуле.

Размер трубы 146х6,5-Д ГОСТ 632-80

D=146 мм d=132 мм

Запас прочности в клиновом захвате:

Допустимые растягивающие усилия для труб второй секции

kH>436kH

Общий вес колонны 663кН.

Выбор промежуточной колонны

Промежуточная колона в данной конструкции скважины отсутствует.

Выбор кондуктора

Исходные данные к расчету:

Глубина скважины по стволу L=736

Длина вертикального участка L=736

Уровень цементного стакана L=20

Уровень жидкости в колонне при испытании на герметичность H=400

Давление на забое P=11

Удельный вес цементного раствора у=1,85*10 в 4

Удельный вес испытательной жидкости у=1,2*10в4

Диаметр обсадной колонны D=245

Группа прочности Е

Запас прочности в зоне эксплуатационного объекта n=1,3

Расчет давления опрессовки

Кондуктор ??245 мм спускается на глубину 736 м

Определим давление опрессовки цементного кольца за башмаком кондуктора из условия заполнения скважин буровым раствором плотностью 1220 кг/м3.

Ожидаемое давление гидроразрыва горных пород у башмака кондуктора:

Ргр.б=0,87*(10-5.2010*736)=10,5 МПа

Определим давление опрессовки цементного кольца после разбуривания цементного стакана по формуле:

Pоп. цк=0,95*10,5-10-5*1220*736=2,6 МПа

Определим коэффициент запаса прочности по гидроразрыву у башмака кондуктора:

nгр= 10,5:(0,95*10,5)=1,05.

Принимаем давление опрессовки цементного кольца 2,6 МПа, опрессовочная жидкость - буровой раствор плотностью 1220 кг/м3.

Расчет избыточных давлений наружных и внутренних, действующих на обсадные колонны

Определим избыточное наружное давление на момент окончания цементирования, МПа:

z=0; Рни0=0

z=L=736 м; Рни600=10-5*(1850-1220)*736=3,78

Построение эпюры избыточных внутренних давлений

Определим избыточное внутреннее давление при испытании кондуктора на герметичность в один прием без пакера, МПа:

z=0; Рви0 = 7,5

z=L=736 м; Рви600=7,5+10-5*1220*736-10-5*1100*736=8,22

Распределение давлений по длине колонны

Глубина спуска кондуктора от 0-736 м

Распределение избыточных давлений по длине раздельно спускаемой части колонны

Наружное, МПа от 0 - 3,78(низ)

Внутреннее, МПа от 7,5 - 8,22(низ)

Расчет кондуктора 245 мм

I секция

Интервал установки I секции, м - 735-50.

Длина I секции, м - 685.

Обсадные трубы -.ОТТМ-245.10-Е ГОСТ 632-80 А

II секция

Интервал установки II секции, м - 50-0.

Длина II секции, м - 50.

Обсадные трубы ОТТМ-245.10-Е ГОСТ 632-80 А

Коэффициенты запаса прочности

1. На смятие обсадной трубы

I секции n1 = 7,2/3.78 = 1,9

II секции n1 = 13,9*(1-0,3*4608/432,68)/0,13=103,9?n1нор=1,0

2. На внутреннее давление

I секции n2=19,5/8,22=2,37?n2нор =1,15

II секции n2=25,4/7,5=3,38?n2нор =1,15

3. На растягивающие нагрузки в теле обсадной трубы (в опасном сечении)

I секции n1з =3550/432,68=8,2 ?n1знорм=1,3

II секции n1з =4608/451,82=10,19?n1знорм=1,3

4. На допустимую растягивающую нагрузку для обсадных труб с резьбой ОТТМ

I секции n2з=2795/432,68=6,45 ?n2з нор =1,3

II секции n2з=3687/451,82=8,16 ?n2з нор =1,3



3. Выбор тампонажного материала и способа цементирования

Успех цементировочных работ определяется техникой и технологией проведения процессов цементирования, качеством подготовительных работ, тампонажного материала и полнотой замещения бурового раствора тампонажным.

Для выбора рецептуры тампонажного раствора при цементировании скважин не всегда можно по установленному геотермическому градиенту точно вычислить температуру забоя скважины.

При цементировании скважин необходимо знать статическую и динамическую температуры.

Статическая температура -- это температура пород нетронутого массива. В скважинах температура забоя принимается близкой к статической, если буровой раствор в ней не циркулирует в течение 2 -- 4 сут.

Под динамической температурой понимается установившаяся температура в скважине на некоторой глубине в процессе циркуляции в ней бурового раствора. Практически считается, что постоянная динамическая температура устанавливается в скважине после одного-двух циклов циркуляции бурового раствора. Динамическая температура на забое всегда ниже статической. Разность температур зависит от ряда геолого-технических и технологических условий и составляет для скважин глубиной до 6000 м десятки градусов. Однако в каждом конкретном случае ее следует проверять.

Для первичного цементирования скважин рецептуру тампонажного раствора подбирают с учетом динамической температуры, для проведения повторных цементирований -- исходя из статической температуры.

Требования к тампонажным материалам для цементирования нефтяных и газовых скважин в основном определяются геолого-техническими условиями в скважинах. Проблема выбора материалов сложна. Тампонажный раствор должен оставаться подвижным во время транспортирования в заколонное пространство и сразу же после прекращения процесса затвердеть в безусадочный камень с определенными физико-механическими свойствами. Указанные процессы происходят в стволе скважины сложной конфигурации, где температуры и давления изменяются с глубиной, имеются поглощающие и высоконапорные пласты, а также пласты с наличием минерализованных вод, нефти и газа. При таких изменяющихся условиях один тип цемента или одна и та же рецептура тампонажного раствора не могут быть одинаково приемлемы. Один тип цемента не может отвечать всем требованиям, связанным с разнообразием условий даже в одной скважине.

Для осуществления процесса цементирования с наибольшим вытеснением бурового раствора тампонажным следует выполнить ряд специальных мероприятий. Такие мероприятия могут и не обеспечить полного вытеснения бурового раствора тампонажным, однако в интервалах обязательного заполнения тампонажным раствором этого добиться можно. Необходимо обеспечить контактирование тампонажного раствора со стенкой скважины и обсадной колонной. Применение комплекса технологических мероприятий с расхаживанием обсадных колонн при использовании скребков и других приспособлений изменит условия формирования тампонажного раствора.

Качественное цементирование скважин следует планировать на стадии бурения, обеспечивая форму ствола, приближающуюся по конфигурации к цилиндру.

Подвижность тампонажного раствора. Наиболее важное свойство тампонажного раствора -- его подвижность, т.е. способность легко прокачиваться по трубам в течение необходимого для проведения процесса цементирования времени. Подвижность (растекаемость) раствора устанавливается при помощи конуса АзНИИ. Это свойство тампонажных материалов определяется природой вяжущего, тонкостью помола, водоцементным отношением, количеством, степенью загрязненности и удельной поверхностью наполнителя, добавок, а также условиями, в которых раствор пребывает в течение процесса цементирования, временем и способом перемешивания раствора. Требуемая подвижность раствора обусловлена техникой и технологией проведения тампонажных работ и может быть изменена в желаемую сторону.

Метод определения подвижности позволяет быстро подбирать количество воды при соответствующем составе смеси. Полученные при этом результаты могут рассматриваться как ориентировочные. Для глубоких скважин с малыми зазорами растекаемость тампонажных растворов рекомендуется повышать до 22 см. Раствор считается соответствующим ГОСТ 1581--91, если диаметр круга расплывшегося раствора не менее 180 мм при водоцементном отношении 0,5.

Плотность тампонажного раствора -- одна из важнейших его характеристик. В процессе цементирования скважины плотность - практически пока единственный критерий для оценки качества тампонажного раствора.

Колебания плотности тампонажного раствора при цементировании указывает на изменения его водоцементного отношения. Такие колебания считаются нарушением технологического режима процесса и могут привести к осложнениям, в частности, к повышению давления при цементировании. Особенно трудно на практике придерживаться заданной рецептуры при затворении цементных смесей, дающих облегченные тампонажные растворы. Уменьшение плотности -- это увеличение водоцементного отношения, что приводит к ухудшению свойств камня.

Учитывая, что водоцементное отношение определяет и другие физико-механические свойства, необходимо строго контролировать изменение плотности тампонажного раствора при цементировании и не допускать отклонений от заданной величины. Процесс цементирования проходит обычно нормально, если колебания плотности не превышают 0,02 г/см3.

Сроки схватывания тампонажных растворов. Пригодность тампонажного раствора для транспортирования в заколонное пространство скважины оценивается сроками схватывания. Для определения этих сроков при температурах 22 и 75 °С применяют прибор, называемый иглой Вика.

Началом схватывания считается время от момента затворения цемента водой до момента, когда игла, погружаясь в раствор, не доходит до нижней пластины на 0,5--1,0 мм, а концом схватывания -- время от момента затворения цемента водой до момента, когда игла, погружаясь в раствор, проникает в него не более, чем на 1 мм.

Для определения сроков схватывания тампонажных растворов при высоких температурах и давлениях применяют специальный прибор - автоклав, рассчитанный на рабочее давление до 100 МПа и высокую температуру.

Сроки схватывания тампонажных растворов подбирают исходя из конкретных условий.

Консистенция тампонажного раствора. Для цементирования глубоких высокотемпературных скважин кроме сроков схватывания в статических условиях необходимо устанавливать изменение загустевания (консистенции) тампонажных растворов во времени в процессе их перемешивания.

Для крепления скважины применим цементный раствор состоящий из смеси цемента водой. Для скважины с температурой на забое 90 C можно применить портландцемент.

Портландцементы. Это порошкообразное вяжущее вещество, получаемое путем обжига до спекания и последующего тонкого измельчения смеси карбонатных и глинистых пород, подобранных с таким расчетом, чтобы в исходном сырье содержалось СаО от 60 до 75%, Al2O3 от 3 до 8%, SiO2 од 15 до 25% и Fe2O3 от 2 до 6%. В чистом виде портландцементы можно использовать в скважинах с температурой не выше 100 С; дальнейшее увеличение температуры весьма неблагоприятно сказывается на изоляционных свойствах камня.



3.1 Расчет цементирования эксплуатационной колонны

Применяется одноступенчатое цементирование 252-2907м

Диаметр колонны D_н=146 мм,

Спущенной на глубину L=2907 м,

Диаметр скважины равен D_скв=216 мм,

Высота подъема цементного раствора от забоя Н = 2655м,

Высота цементного стакана h=20 м,

Плотность цементного порошка _с.ц=2823 кг/м³,

Коэффициент увеличения ствола скважины K_v=1,5, Водоцементное отношение m=0,5.

Определяется средний внутренний диаметр обсадной колонны:

Определяется объем цементного раствора:

=

Определяется количество сухого цемента для приготовления 1 м³ цементного раствора:



Определяется плотность цементного раствора:

P = (1 + m) • q = (1 + 0,5) • 1215,68 = 1823,52 кг/м³

Определяется количество цемента и воды для приготовления цементного раствора:

Определяется количество сухого цемента с учетом потерь при затаривании:

Определяется количество цементно-смесительных машин:

Определяется количество продавочной жидкости:

Определяется гидростатическое давление за счет разности плотностей цементного и глинистого растворов:



Определяется скорость движения продавочной жидкости в трубах:

Определяется критерий Рейнольдса и коэффициент, характеризующий характер движения продавочной жидкости в трубах:

так как 2642 2300, то

Определяется давление от гидравлических сопротивлений при движении продавочной жидкости в трубах:

Определяется критерий Рейнольдса и коэффициент, характеризующий движение промывочной жидкости в затрубном пространстве:

так как 6166.7 1600, то

Определяется гидравлическое сопротивление при движении промывочной жидкости в затрубном пространстве:

Определяется критерий Рейнольдса и коэффициент, характеризующий движение цементного раствора в затрубном пространстве:

так как 2523,6 больше1600, то

Определяется гидравлическое сопротивление при движении цементного раствора в затрубном пространстве:



Определяется наибольшее рабочее давление в конце цементирования:

Определяется максимальное давление при цементировании:

Из полученного Р_max видно, что для проведения цементирования можно использовать ЦА-320М, техническая характеристика которого приведена в табл.

Таблица 4.

Скорость	Расход, л/c	Давление, МПа
II	3,0	30,5
III	5,8	15,9
IV	9,0	10,3
V	13,5	6,3

Определяется допустимое время цементирования:

Определяются гидравлические сопротивления в затрубном пространстве при движении промывочной жидкости:



Определяется гидравлическое сопротивление в скважине в начальный период цементирования:

так как Р_гидр = 3,38 МПа меньше Р₂^v 4,0 (в таблице), то закачивание цементного раствора можно сразу начать на 5 скорости.

Время закачивания цементного раствора одним агрегатом:

Определяется время продавки цементного раствора.

Для определения времени продавки цементного раствора вначале определяются гидравлические сопротивления в конце цементирования:

Определяются длины столбов продавочного раствора в трубах, закачиваемые цементировочным агрегатом на различных скоростях:



где F_з.п. и F_тр. - площадь поперечного сечения затрубного и трубного пространства, м²;

F_з.п. = 0,785 ( D²_скв - D²_н) = 0,785 (0,216² - 0,146²) = 0,019 м²;

F_тр. = 0,785 d_вн² = 0,785 0,132² = 0,0137 м²;

Длину столба продавочной жидкости на второй скорости принимаем равной

Определяются объемы продавочной жидкости, закачиваемые цементировочным агрегатом на различных скоростях:

Определяется время продавки цементного раствора:

Определяется общее время цементирования:

Т=111,4+70=181,4мин

15. Определяется количество цементировочных агрегатов:

n=181/79=2 ЦА

Так как при цементировании работают 5 цементно-смесительных машин, то необходимо минимально принять пять цементировочных агрегатов. Еще необходимо предусмотреть один ЦА для подачи воды и один ЦА как запасной. Итого, необходимо принять 7 ЦА, их них 5 - рабочих.

16. Определение фактической скорости восходящего потока цементного раствора при пяти рабочих ЦА:

Таким образом, для организации процесса цементирования эксплуатационной колонны диаметром 146 мм, спущенной на глубину 2907 м, при подъеме цементного раствора до глубины 252м необходимо 77,5 т цемента, пять цементно-смесительных машин типа СМН-20, 41,46 м³ промывочной жидкости плотностью 1120 кг/м³ и семь цементировочных агрегатов типа ЦА - 320 М.

3.2 Расчет цементирования кондуктора

Цементирование кондуктора произвести на всю длину в интервале 0-735 м. Для цементирования кондуктора применить цементный раствор плотностью 1850 кг/м3, приготовленный на основе ПЦТ I-50 ГОСТ 1581-96.

Цементирование осуществить в одну ступень. В случае поглощения бурового раствора в процессе бурения цементирование провести способом прямого и встречного потоков через межколонное пространство.

Для улучшения качества цементирования кондуктора и полного замещения бурового раствора тампонажным цементным раствором перед затворением цемента закачать в скважину комбинированную буферную жидкость, состоящую из двух порций:

- первая (моющая) водный раствор НТФ в объеме 4 м3, плотностью 1000 кг/м3.

- вторая (структурированный кольматирующий состав) облегченный цементный раствор в объеме 2 м3, плотностью 1260-1350 кг/м3.

Примечание:

1. При цементировании кондуктора ограничить производительность цементировочных агрегатов в процессе продавки цементного раствора до 5,4 л/с.

2. В случае недоподъема цемента при цементировании кондуктора осуществить (после ОЗЦ) заливку способом встречного цементирования через межколонное пространство

Цементирование кондуктора производится в интервале 735-0 м.

1. Определим гидростатическое давление, возникающее на глубине башмака кондуктора в конце цементирования, МПа:

Р = 10-5?1850*735=11,1

Ожидаемое давление гидроразрыва горных пород у башмака кондуктора, МПа:

Ргр.б=0,87*(10-5*2010*735)=10,5 МПа.

Запас по гидроразрыву на глубине башмака:

nгр=0,95*10,5:11,1 =0,9<1.

Расчёт цементирования кондуктора.

Исходные данные:

Интервал цементирования, м - 735-0.

Диаметр скважины, мм - 295,3

Диаметр обсадной колонны, мм - 245.

Водоцементное отношение тампонажного цемента - 0,5.

Тип тампонажного цемента - ПЦТ I-50 ГОСТ 1581-96.

Коэффициент кавернозности - 1,3.

Плотность тампонажного цементного раствора, кг/м3 - 1850.

Удельный расход сухого тампонажного цемента, т/м3 - 1,231.

Высота цементного стакана в колонне, м - 20.

Жидкость затворения - техническая вода плотностью, кг/м3 - 1000.

Продавочная жидкость - буровой раствор плотностью, кг/м3 - 1220.

Расчет цементирования кондуктора

Определяется средний внутренний диаметр обсадной колонны:

1. Объем затворяемого тампонажного раствора, м3:

Vтр=1,03[0,785*(1,3*0,39372*590+0,5122*10)-0,785*(0,3242*735-0,3052*20)=48,8.

2. Общая масса цемента для приготовления расчетного объема тампонажного раствора, т:

Gц=1,05*1,231*48,8=63,1.

3. Объем жидкости затворения, м3: Vжз= 1,1*0,5*63,1= 34,7.

4. Объем продавочной жидкости при цементировании кондуктора, м3:

Vпр=0,785*(0,29922*20+0,3052*560)=42,3.

5. Количество цементосмесительных машин СМН-20, шт.: 63,1:20=3,164.

6.Определяется гидростатическое давление за счет разности плотностей цементного и глинистого растворов:



Определяется скорость движения продавочной жидкости в трубах:

7.Определяется критерий Рейнольдса и коэффициент, характеризующий характер движения продавочной жидкости в трубах:

8.Определяется давление от гидравлических сопротивлений при движении продавочной жидкости в трубах:

Определяется критерий Рейнольдса и коэффициент, характеризующий движение промывочной жидкости в затрубном пространстве:

9. Давление в конце цементирования (давление "стоп"), МПа:

Р= 10-5*1850*600-10-5*1220*600+3=6,78.

10.Время цементирования 82 мин

11.Ожидание затвердевания цемента 16 ч.

Таким образом, для организации процесса цементирования колонны кондуктора диаметром 245 мм, спущенной на глубину 736 м, при подъеме цементного раствора до устья необходимо 63 т цемента, четыре цементно-смесительных машин, 34,7 м³ промывочной жидкости плотностью 1850 кг/м³.



4. Краткая характеристика применяемых наземных технических средств при цементировании скважин

Рис. 1. Схема расположения технических средств, при цементировании скважины: 1- цементно-смесительная машина 2СМН-20; 2- цементировочный агрегат ЦА-320М; 3- блок- манифольда БМ-700; 4- станция контроля цементирования СКЦ-2М; 5- цементировочная головка; 6- ЦА для подачи воды; 7- ЦА для начала продавки

Цементно-смесительная машина 2СМН - 20 предназначена для совместной работы с цементировочным агрегатом, от водоподающего насоса которого вода под давлением не ниже 0,7 - 0,8 МПа подается в смесительное устройство.

С внедрением цементно-смесительной машины 2СМН - 20 отпала необходимость выполнения тяжелых ручных операций при приготовлении тампонажкых растворов, в значительной степени повышена общая культура производства, улучшено качество приготавливаемого раствора

Цементировочный агрегат ЦА-320 предназначен для нагнетания рабочих жидкостей при цементировании скважин в процессе бурения и капитального ремонта, а также при проведении других промывочно-продавочных работ на нефтяных и газовых скважинах.

Состав цементировочного агрегата ЦА-320 (АНЦ-320, УНБ-125х32):

- монтажная база ЦА-320 (АНЦ-320, УНБ-125х32)

- насос высокого давления НЦ-320 (9Т)

- манифольд ЦА-320 (АНЦ-320, УНБ-125х32)

- водоподающий блок ЦА-320 (АНЦ-320, УНБ-125х32)

Цементировочные агрегаты ЦА-320 (УНБ-125х32, АНЦ-320) оборудованы устройством подогрева гидравлической части насосов высокого давления для обеспечения работы установок при низких температурах. Оборудованы системой контроля температуры масла в картере насоса НЦ-320 с выводом информации на приборную панель автомобиля. Укомплектованы коллектором для обеспечения одновременной работы нескольких агрегатов при цементировании скважин и переходником Ш50 мм для подключения к приемной линии всасывающего шланга.

При цементировании скважин применяют станцию контроля цементирования СКЦ-2М, с помощью которой осуществляется контроль и управление режимами процесса и параметрами нагнетаемой жидкости. В комплект станции входит самоходный блок манифольда 1БМ - 700, к которому подсоединяют нагнетательные линии цементировочных агрегатов. На этом блоке имеются датчики приборов, установленных в СК. Ц-2 М, и комплект гибкого металлического шланга, с помощью которого он подсоединяется к цементировочной головке.

Блок манифольдов

Предназначен для соединения насосных агрегатов с устьем скважины.

Блок содержит полный набор манифольдных труб, угловых шарниров, задвижек, кранов, обратных и предохранительных клапанов, крестовин, тройников, переходников и другой арматуры, необходимых при технологических операциях на скважинах с применением высоких гидравлических мощностей, таких как гидроразрыв пласта (ГРП), гидропескоструйная перфорация (ГПП) и др.

Размещается на шасси автомобиля с краном-манипулятором или на отдельной раме.

Предназначены для обвязки устья нефтяных, газовых и геологоразведочных скважин с целью: быстроразъемного и герметичного соединения обсадной колонны с нагнетательными линиями цементировочных агрегатов или буровых насосов;

-предварительного размещения, фиксирования и последующего освобождения разделительных цементировочных пробок и управляющих элементов для устройств ступенчатого и манжетного цементирования;

-быстрого и беспрепятственного пуска в колонну через головку падающих пробок-бомб управления движением рабочих потоков буферной жидкости, бурового и тампонажного растворов по отношению к разделительным пробкам и управляющим элементам.

Рис. 2. Головки цементировочные



5. Расчет цементной оболочки

По геолого-техническому наряду известно, что скважина глубиной L = 2907 м обсажена эксплуатационной колонной диаметром 146 мм с толщиной стенки 8 мм. Ожидание затвердевания цементного раствора будет проведено в течение 48 ч с давлением на устье P_у = 10 МПа.

Высота подъема цементного раствора от устья h = 1300 м, плотность цементного раствора с_ц = 1850 кг/м³, плотность продавочной жидкости с_р = 1250 кг/м³. На пятый день в колонне производится замена глинистого раствора на воду (с_в = 1000 кг/м³). На восьмой день воду заменяют на нефть (с_н = 850 кг/м³), на десятый день уровень нефти в скважине понижается на Н_с = 1000 м. После этого вызывается приток нефти из продуктивного пласта и скважина переводится на эксплуатационный режим.

Результаты испытаний цементного камня на изгиб, определенные с помощью прибора МИИ-100, через двое суток следующие: первый образец имеет предел прочности на изгиб 2,53, второй - 2,82 и третий - 2,75 МПа, среднее значение прочности - 2,7 МПа = у₂

Порядок расчета цементной оболочки

1. По формуле находим начальное давление у забоя скважины

2. По условию задачи устанавливаем виды работ, которые будут проводиться в скважине (определяем время, при котором будет происходить измерение давления в скважине и подсчитываем это давление):

а) при цементировании давление в эксплуатационной колонне



б) через 2 суток убирается цементировочная головка, следовательно, отсутствует устьевое давление в колонне, тогда

в) через 5 суток с целью вызова притока нефти из пласта глинистый раствор заменяем на воду, при этом

г) через 8 суток с той же целью воду в эксплуатационной колонне заменяем на нефть:

д) через 10 суток снижаем уровень нефти в колонне (с целью освоения скважины):

3. По формуле определяем снимаемые давления в колонне (P_нс) на рассматриваемые моменты времени:

где n - число суток;

на 2-е сутки

на 5-е сутки

на 8-е сутки

на 10-е сутки

4. По формуле по результатам испытаний цементного камня через 2 суток находим пределы прочности на изгиб. Коэффициент з определяется по графику:

через 5 суток

через 8 суток

через 10 суток

5. По формуле рассчитываем модули упругости оболочки:

через 2 суток

через 5 суток

через 8 суток

через 10 суток

6. По таблице находим коэффициенты Пуассона µ₂ через 2, 5, 8, 10 суток

7. Определяем отношение радиусов эксплуатационной колонны:

8. Рассчитываем отношение модулей материала труб и оболочки:



9. По формуле определяем коэффициенты k:

через 2 суток

через 5 суток

через 8 суток

через 10 суток

10 По графику находим коэффициент n через 2, 5, 8, 10 суток:

11. По формуле рассчитываем запас прочности оболочки:

через 2 суток

через 5 суток

через 8 суток

через 10 суток

Как видно из расчета, запас прочности цементной оболочки на десятые сутки ниже допустимого, следовательно, снижать уровень нефти в колонне на 1000 м нельзя. Необходимо или удлинить срок испытания объекта, что нерационально, или определить граничные условия проведения запланированных работ, т.е. определить максимальную глубину снижения уровня нефти в колонне.



6. Расчет натяжения обсадной колонны

Производим расчет натяжения обсадной колонны в нагнетательной скважине. Предположим, что уровень подъёма цементного раствора от устья составляет 450 м.

Таблица 5. Исходные данные к расчету

Глубина скважины	L=2907 м
Высота подъема цементного раствора от устья	h=252 м
Плотность бурового раствора	р=1290 кг/м3
Плотность внутрискважинной жидкости	ж=1000 кг/м3
Температура на забое	Tо=50 оС
Температура жидкости за колонной на устье	T3=30 оС
Внутреннее устьевое давление	Р=10 МПа
Коэффициент запаса прочности при расчете на растяжение для резьбового соединения	n3=1,3

Таблица 6. Конструкция обсадной колонны диаметром 146 мм

Номер секции	Толщина стенки, мм	Длина секции, м	Страгивающая нагрузка, кН	Масса 1 м труб, кН	Масса секции, кН
1	7,7	420	794	0,265	56,3
2	6,5	2038	637	0,226	460,6
3	7,0	449	706	0,243	50,8

1. Рассчитываем средний внутренний диаметр незацементированного участка обсадной колонны:

2. Определяем среднюю площадь сечения обсадной колонны:

Среднему внутреннему диаметру 0,1327 м соответствует площадь сечения 0,002931 м².

3. Определяем значения температуры колонны до эксплуатации и температуры жидкости за колонной в процессе эксплуатации по формулам:

Определяем среднюю температуру охлаждения колонны:

.

4. Определяем вес незацементированной части колонны:

Q=q₃·l₃+q₂·l₂ ,

Q=0,243·172+0,226·278=105,0 кН.

Определяем значение натяжения обсадной колонны:

Q_н=105,0+12·10^_6·2·10¹¹·0,002931·14·10^_3+0,31·10·0,1327²·10³+0,655·

450·(0,1461²·1290 - 0,1327²·1000)·10^-2=286,8 кН.

Так как Q_н=286,8 кН больше Q=105,0 кН, принимаем Q_н=286,8 кН.

5. Проверим прочность колонны, натянутой с усилием Q_н=286,8 кН в процессе эксплуатации.

Расчет прочности произведем без учета влияния Р₁ при Q₀=0 кН.

Определяем осевое растягивающее усилие, возникающее в результате действия внутреннего устьевого давления:

Р₂=0,47·10·0,1327²·10³=82,8 кН.

Определяем осевое усилие, возникающее в колонне в результате действия внешнего и внутреннего гидростатического давления:

Р₃=0,235·450·(0,1461²·1290-0,1327²·1000)·10^-2=10,5 кН.

Определяем левую часть выражения 6.10:

Р₃=286,8+82,8-10,5=359,1 кН.

Определяем коэффициент запаса прочности на растяжение для резьбового соединения:

Из второго условия:

т.е. коэффициент запаса прочности является достаточным.

Проверим условие прочности для верхней трубы второй секции. Q_о=q₃·l₃=0,243·172=42,1 кН.

Условие прочности выполняется.



7. Расчет деталей и узлов низа эксплуатационной колонны

Низ эксплуатационной колонны оборудуется следующими деталями и узлами (снизу вверх), для обеспечения надежности спуска колонны и ее цементирования: башмачная направляющая пробка, башмак, башмачный патрубок, обратный клапан; направляющие фонари, центраторы, турбулизаторы, кольцо «стоп» и другие детали.

Башмачная направляющая пробка предназначена для улучшения проходимости колонны при спуске, имеет боковые и центральные отверстия для циркуляции.

Башмак - толстостенный патрубок, предназначенный для предупреждения смятия нижней части колонны при посадке ее на уступ или забой. Башмачный патрубок имеет отверстия, для циркуляции, по боковой поверхности. В случае если пробка войдет в осадок, циркуляция будет идти через отверстия патрубка.

Обратный клапан ставится между двумя трубами и служит для предотвращения обратного хода цементного раствора в колонну. Также обратный клапан, в некоторых случаях, выполняет роль упорного кольца «стоп».

Направляющие фонари предназначены для центровки обсадной колонны в скважине.

Турбулизаторы предназначены для создания вихревого движения в кавернах, для лучшего замещения глинистого раствора цементным.

7.1 Расчёт башмачного патрубка

Определение количества отверстий в башмачном патрубке производится из условия равенства площадей внутреннего сечения обсадных труб и площади отверстий в патрубке



235/35=7-кондуктор

146/25=6-эксплутационная

7.2 Расчет обратного клапана

Рис. 3 Обратный клапан

Тарелка обратного клапана рассчитывается на изгиб.

Напряжения изгиба могут быть определены по формуле Баха:

Стрела прогиба тарелки клапана определяется из выражения:

, =2,3

где - коэффициент 0,745;

Е - модуль упругости; для чугуна Е=0,7510⁶ Па.

Стрела прогиба не должна быть более 0,2. 2,3 меньше 3

7.3 Расчет количества и метода установки центрирующих фонарей

Под действием собственного веса верхняя часть обсадной колонны находится в растянутом состоянии, а нижняя часть за счет выталкивающей силы находится в сжатом состоянии. Кроме того, сжатая часть колонны обсадных труб увеличивается за счет частичной посадки обсадных труб на забой при «нащупывании» забоя. Допускается произвести посадку колонны на забой в пределах 10% ее веса. Нижняя часть колонны за счет сжимающих сил испытывает продольный изгиб, приобретает волнообразное состояние и местами соприкасается со стенками скважины.

Расчет количества фонарей сводится к тому, чтобы определить точки соприкосновения колонны со стенкой скважины и в этом месте поставить центрирующие фонари.

Длина полуволны в сжатой части колонны определяется по формуле Эйлера:

где - экваториальный момент инерции трубы.

где D_н - наружный диаметр труб, м;

D_вн - внутренний диаметр труб, м;

q - вес 1 погонного метра трубы, кН.

Длина сжатой части колонны определяется по формуле:

где Q - вес колонны, кг;

q₁ - вес 1 погонного метра трубы, кН.

Места установки фонарей в скважине помимо расчета уточняются по кавернограмме так, чтобы фонари оказались установленными в местах номинального диаметра, а не в кавернах. В кавернах желательно устанавливать турбулизаторы.



8. Специальный вопрос «Оборудование устья скважины»

Оборудование устья скважины предназначено для соединения верхних концов обсадных колонн и фонтанных труб, герметизации межтрубного пространства и соединений между деталями оборудования, осуществления мероприятий по контролю и регулированию технологического режима эксплуатации скважин. Оно состоит из трех частей

1) колонной головки,

2) трубной головки и

3) фонтанной елки.

Колонная головка соединяет верхние концы кондуктора и эксплуатационной колонны, герметизирует межтрубное пространство, служит опорой трубной головки с фонтанной елкой.

На рис. изображена колонная головка на шлипсах В нижней части расположен широкоопорный пьедестал 1, навернутый до отказа на наружную резьбу обсадной колонны и закрепленный на бетонном фундаменте анкерными болтами Сверху к пьедесталу прикреплен при помощи фланцевого соединения опорный пьедестал 2, служащий для подвески эксплуатационной колонны. На конусных внутренних ребрах опорного пьедестала установлены шлипсы 3, на которых подвешена и закреплена эксплуатационная колонна Для герметизации межтрубного пространства в опорном пьедестале над шлипсами установлен сальник, состоящий из газонефтестойкого специального уплотнения 6, зажатого между двумя кольцами 4 и 7 нажимной гайкой 8. Подвеска эксплуатационной колонны на шлипсах заменяет сложный способ подвески на резьбе.

Трубная головка служит для подвески фонтанных труб и герметизации межтрубного пространства



Рис. 5. Схема колонной головки газовой скважины со шлипсовым креплением обсадных колонн: 1 - широкоопорный пьедестал; 2 - опорный пьедестал для подвески эксплуатационной колонны; 3 - шлипсы; 4 и 7 - нижнее и верхнее кольца; 5 - отводной патрубок; 6 - уплотнение; 8 - нажимная гайка между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами

На трубную головку непосредственно устанавливают фонтанную елку крестовикового или тройникового типа

Фонтанная елка монтируется выше верхнего фланца трубной головки. Она предназначена для:

1) освоения скважины;

2) закрытия скважины;

3) контроля и регулирования технологического режима работы скважины.

Основной элемент фонтанной елки крестовикового типа - крестовина, а тройниковой елки - тройник. На ней монтируются штуцеры, термометры, установки для ввода ингибитора гидратообразования и коррозии, устьевой клапан-отсекатель.



Рис. 6. Оборудование устья скважины: а - тройниковая арматура: 1, 11 - фланцы, 2, 9 - буферы, 3 - вентиль, 4 - манометр; 5 - задвижка; 6 - крестовина; 7, 10 - катушки; 8 - тройник; 12 - штуцер; б - крестовиковая арматура: 1 - фланец, 2 - уплотнитель, 3, 8, 11 - буферы, 4 - вентиль; 5 - манометр; 6 - задвижка; 7, 9 - крестовины; 10 - тройник; 12 - штуцер; 13 - катушка; 14 - фланец

Устьевой клапан-отсекатель (К-301) предназначен для автоматического перекрытия выходной линии от скважины (шлейфа) при аварийном повышении давления до него или понижении давления после него (в шлейфе). Запорный элемент клапана-отсекателя К-301 выполнен в виде заслонки. Она удерживается в горизонтальном положении с помощью штока чувствительного элемента. При уменьшении давления в трубопроводе шток перемещается, освобождает заслонку, которая и перекрывает поток газа. Клапан-отсекатель открывается вручную после выравнивания давлений до и после заслонки.

На рис. 5 изображены трубные головки и фонтанные елки с тройниковой (а) и крестовиковой (б) елками. Межтрубные пространства уплотняются кольцевыми прокладками Нижние боковые отводы от трубной головки предназначены для обработки скважины и замера межтрубного давления

Из двух отводов фонтанной елки один рабочий, второй резервный. Фонтанная елка крестовикового типа имеет небольшую высоту, удобна в обслуживании, уравновешена. Применяется в случае, если в потоке газа отсутствуют твердые взвеси, газообразные или жидкие коррозионные агенты, способные вызвать коррозию крестовины и тем самым вывести скважину из эксплуатации.

Фонтанная арматура (елка) тройникового типа имеет два тройника. Верхний - рабочий, нижний - резервный. Нижний используется только во время ремонта или замены верхнего. Фонтанная арматура тройникового типа имеет большую высоту (до 5 м от поверхности земли), неудобна в обслуживании, неуравновешена.

Применяется в особо сложных условиях эксплуатации скважины - при наличии твердых взвесей в потоке газа, вызывающих абразивный износ оборудования, газообразных или жидких коррозионных агентов (углекислый газ, сероводород, пропионовая, масляная или. другие кислоты жирного ряда), при резких колебаниях давления и температуры. В верхней части фонтанной елки устанавливается буферный патрубок с манометром, показывающим давление на головке скважины (буферное давление).

Фонтанная арматура выпускается на рабочие давления 4; 7,5; 12,5; 20; 30; 35; 70 и 100 МПа. Внутренний диаметр фонтанной арматуры (63 или 100 мм) выбирают в зависимости от дебита скважины и давления газа. Научно-технический прогресс в добыче газа приводит к необходимости увеличения дебита скважины и диаметра эксплуатационной колонны, а следовательно, диаметра фонтанной арматуры.

Предприятия ВПО «Союзнефтемаш» разработали комплекс устьевого оборудования для высокодебитных скважин газовых месторождений Тюмени (рис. 16.4). Он состоит из блочной фонтанной арматуры АФБ6-150/160 х 210ХЛ с дублирующей дистанционно управляемой стволовой задвижкой, автоматическими отсекателями, угловыми регулирующими дросселями на боковых отводах елки; трубной головки, предусматривающей возможность подвески одного ряда насосно-компрессорных труб диаметром 168 мм; манифольда фонтанной арматуры, позволяющего отбирать продукцию по одному из двух или по обоим боковым отводам одновременно и менять штуцерные насадки без остановки скважины; колонной головки ОКК1-210 для обвязки обсадных колонн диаметрами 219 и 324 мм между собой и герметизации межтрубного пространства при помощи самоуплотняющегося уплотнителя. Диаметр условного прохода ствола 150 мм, боковых отводов трубной головки 65 мм, боковых отводов елки 100 мм, температура окружающей и рабочей среды до 213 и 393 єК соответственно, давление 21 МПа.

цементирование скважина строительный колонна



Список используемой литературы:

1. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин, 2000г.

2. Булатов А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин. М.: Недра, 1991.

3. Мильштейн В.М. Крепление скважин в различных условиях бурения. - Краснодар: ООО «Просвещение-Юг», 2007. - 375 с.

4. Мильштейн В.М. Цементирование буровых скважин. - Краснодар: ООО «Просвещение-Юг», 2003. - 375 с.

5. Расчёт обсадных колонн: Учеб. пособ. Э.А. Аузуппе; Самар. гос. техн. ун-т. - Самара, 2000.

Размещено на Allbest.ru

...