Заканчивание эксплуатационной скважины глубиной 2200 м на Советском месторождении

где г_р - удельный вес бурового раствора, н/м³ ;

Z - глубина залегания той точки для которой определяется

наружное избыточное давление, м;

h - расстояние от устья до уровня цементного раствора

за колонной, м;

при z = 0: Р_ниz = 0

при z = h = 250: Р_ниz = 10^-6.1,13^.10^{4 .}250 = 2,8 МПа

- в зацементированной зоне

Р_ниz = Р_нz при h ? Z ? H , (27)

где Z - глубина залегания той точки для которой определяется

наружное избыточное давление, м;

h - расстояние от устья до уровня цементного раствора за колонной, м;

P_нz - наружное давление на глубине Z, МПа;

Н - расстояние от устья до уровня жидкости в колонне, м.

Р_внz = Р_нz - 10^-6. г_в (Z - Н) при Н? Z ? L, (28)

где P_нz - наружное давление на глубине Z, МПа;

г_в - удельный вес жидкости в колонне, н/м³;

Z - глубина залегания той точки для которой определяется

наружное избыточное давление, м;

Н - расстояние от устья до уровня жидкости в колонне, м;

L - глубина скважины, м;

S₁ - расстояние от устья до середины проницаемого

пласта , м .

при Z = H=1000 м : Р _ниz = 10-10^-6.1^.10⁴(1000-1000) = 10 МПа

при Z = L = 2200 м : Р _ниz = 22- 10^-6.1^.10⁴(2200-1000) = 10 МПа

при Z = S₁ = 2663 м : Р _ниz = 21.1- 10^-6.1^.10⁴(2110-1000) = 9.97 МПа

в) Определяем наружные избыточные давления при освоении скважины:

в не зацементированной зоне по формуле

Р_ниz = 10^-6 г_р ^. Z при 0 ? Z ? h , (29)

где г_р - удельный вес бурового раствора, н/м³;

Z - глубина залегания той точки для которой определяется

наружное избыточное давление, м;

h - расстояние от устья до уровня цементного раствора за колонной, м;

при z = 0: Р_ниz = 0

при z = h = 250: Р_ниz = 10^-6.1,12^.10^{4 .}250 = 2,8 МПа

- в зацементированой зоне

Р_ниz = Р_нz при h ? Z ? H , (30)

где Z - глубина залегания той точки, для которой определяется

наружное избыточное давление, м;

h - расстояние от устья до уровня цементного раствора

за колонной, м;

P_нz - наружное давление на глубине Z, МПа;

Н - расстояние от устья до уровня жидкости в колонне, м.

при z = h = 250: Р_ниz = 2,5 МПа

при z = H = 1400: Р_ниz = 14 МПа

Р_внz = Р_нz - 10^-6. г_в (Z - Н) при Н? Z ? L, (31)

где P_нz - наружное давление на глубине Z, МПа;

г_в - удельный вес жидкости в колонне, н/м³;

Z - глубина залегания той точки для которой определяется

наружное избыточное давление, м;

Н - расстояние от устья до уровня жидкости в колонне, м;

L - глубина скважины, м;

при Z = H=1400 м : Р _ниz = 10-10^-6.1^.10⁴(1400-1400) = 14 МПа

при Z = L = 2200 м : Р _ниz = 22- 10^-6.1^.10⁴(2200-1400) = 14 МПа

при Z = S₁ = 2110 м : Р _ниz = 21.1- 10^-6.1^.10⁴(2663-1400) = 14 МПа

г) Определяем избыточные давления по окончании эксплуатации

Р_ниz = 10^-6 г_р ^. Z при 0 ? Z ? h , (32)

где г_р - удельный вес бурового раствора , н/м³ ;

Z - глубина залегания той точки для которой определяется

наружное избыточное давление, м;

h - расстояние от устья до уровня цементного раствора за колонной, м;

при z = 0: Р_ниz = 0

при z = h = 250: Р_ниz = 2,8 МПа

- в зацементированой зоне

Р_ниz = Р_нz при h ? Z ? H , (33)

где Z - глубина залегания той точки для которой определяется

наружное избыточное давление, м;

h - расстояние от устья до уровня цементного раствора

за колонной, м;

P_нz - наружное давление на глубине Z, МПа;

Н - расстояние от устья до уровня жидкости в колонне, м.

при z = h = 250: Р_ниz = 2,5 МПа

при z = H = 1500: Р_ниz = 15 МПа

Р_внz = Р_нz - 10^-6. г_в (Z - Н) при Н? Z ? L, (34)

где P_нz - наружное давление на глубине Z, МПа;

г_в - удельный вес жидкости в колонне, н/м³;

Z - глубина залегания той точки для которой определяется

наружное избыточное давление, м;

Н - расстояние от устья до уровня жидкости в колонне, м;

L - глубина скважины, м;

S₁ - расстояние от устья до середины проницаемого пласта, м.

при Z = H=1500 м: Р _ниz = 10-10^-6.1^.10⁴(1000-1000) = 15 МПа

при Z = L = 2200 м : Р _ниz = 22- 10^-6.1^.10⁴(2200-1500) = 15 МПа

при Z = S₁ = 2110 м : Р _ниz = 21.1- 10^-6.1^.10⁴(2110-1500) = 15 МПа

4.2.4 Построение эпюры избыточных внутренних давлений

Определяем избыточное внутреннее давление при испытании на герметичность снижением уровня:

а) в не зацементированной зоне по формуле

Р_виz =Р_оп - 10^-6 (г_р - г_ж) ^. Z при Р_оп >1,1Р_ву и при 0 ? Z ? h, (35)

где Р_оп -давление опрессовки , МПа Р_оп = 11,5 МПа;

Р_ву -давление на устье внутри колонны, МПа (см. 4.2.1);

г_р - удельный вес бурового раствора, н/м³;

Z - глубина залегания той точки для которой определяется

наружное избыточное давление, м;

г_в - удельный вес испытательной жидкости, н/м³;

h - расстояние от устья до уровня цементного раствора, м.

при Z = 0 м: Р _вио =Р_оп = 11,5 МПа

при Z = h = 250 м : Р _вио = 11,5- 10^-6. (1,13^.10⁴- 1^. 10⁴)^.250 = 11,5 МПа

б) в зацементированной зоне по формуле

Р_внz = Р_оп + 10^-6. г_ж ^.Z - [Р_нLо + (z - Lо)] , (36)

где P_оп - давление опрессовки, Мпа (Р_оп = 11,5 МПа);

Z - глубина залегания той точки для которой определяется

внутреннее избыточное давление, м;

г_ж - удельный вес испытательной жидкости, н/м³;

P_нLо - наружное давление на глубине L_о, МПа;

Р_пл1 - пластовое давление, МПа;

L_о - расстояние от устья до башмака предыдущей колонны, м;

S₁ - расстояние от устья до середины проницаемого пласта, м.

при Z = S₁ = 2115 м : Р _ви = 11,5 + 10^-6.1^.10^4.2115-21,1 = 11,53 МПа

при Z = L = 2200 м : Р _ви = 11,5 + 10^-6.1^.10^4.2200-22 = 11,5 МПа

при Z = L_о = 410 м : Р _ви = 11,5 + 10^-6.1^.10^4.410-6 = 9,5 МПа

Строим эпюру внутренних избыточных давлений . Эпюра внутренних избыточных давлений изображена на рис. 7.

Рис. 7. Эпюра внутренних избыточных давлений

4.3 Конструирование обсадной колонны по длине

Конструкция обсадной колонны характеризуется типом труб (их соединений), наружный диаметр обсадных труб, толщиной стенок, а также материалом труб (группой прочности).

Конструированная колонна должна обеспечить прочность на расчётные виды нагрузок во всех сечениях и в то же время обладать минимальной, экономической целесообразной материалоёмкостью для данных конкретных условий.

Диаметр колонны определён согласно 2.5 и составляет 168 мм.

Толщина стенок и материал труб подбирают в соответствии с эпюрами избыточных давлений и величиной собственного веса труб.

Переходим к конструированию обсадной колонны по длине. При заданном диаметре обсадной колонны равным 168 мм. принимаем:

группу прочности ,,Д,, так как это самые дешевые и следовательно не высокого качества трубы, это делаем в целях экономии средств.

соединения муфтовые с резьбой треугольного профиля, исполнение ,,А,, (обычное ) ГОСТ 632- 80.

Для выбранных труб характерные прочностные характеристики приведены ниже в таблице. Группу прочности стали выбираем в соответствии с инструкцией по расчёту обсадных колонн, которая рекомендует начинать расчёт с группой прочности ”Д”.

Прочностные характеристики труб Д = 168

Таблица 13

Толщина стенки, мм	Группа прочности	Прочность	Вес 1-го. метра, кН
		Рсм(МПа)	Рр(МПа)	Рстр, кН	Предел текучести, кН
7,3 8,0 8,9 10,6 12,1	Д Д Д Д Д	16,7 20,1 24,6 32,9 40,0	28,8 31,6 35,2 41,9 47,8	850 971 1082 1320 1531	140 152 170 200 226	29,9 32,5 36 42,1 47,4

Для принятой группы прочности задача расчёта параметров секций сводится к толщине стенок труб и длинны секций с соответствующей толщиной стенок. Расчёт производится с нижней секции, где наружные давления имеют максимальные значения.

Расчет первой секции:

Р ^\_см / n_см Рн.и. , (37)

- условие смятия, из этого следует Р^\_см Р^\_н.и. х n_см.

Р^\_н.и.х n_см= 18,69 х 1,15 = 21,42 МПа.

По таблице прочностных Р^\_см = 24,6 МПа, с толщиной стенки ₁ = 8.9 мм. Принимаем предварительную длину первой секции l¹ = 100 м

По графику, на глубине 2100метров. Рни = 18,35 МПа, из этого принимаем толщину стенки второй секции ₂ = 8мм, она обеспечивает Р^\\_см = 20,1 МПа > Р^\\_ни = 18,35 МПа. Корректируем длину первой секции по формуле:

Р^*n+1_cм( 1- 0,3 G_n / Gⁿ⁺¹_m) . (38)

где Р^*n+1_cм - давление на смятие последующей секции, МПа.

G_n - вес всех секций (предыдущих), кН.

Gⁿ⁺¹_m- предел текучести последующей секции, кН.

Р^*11_cм = Р¹¹_см х (1 - 0,3 х G₁ / G_т^\\)

Р^*11_cм = 20,1 х ( 1- 0,3 х 0,36 / 152,0) = 19,95 МПа.

Вес секции находим по формуле Gn = lⁿ х qⁿ . (39)

где lⁿ- длина n- ой секции, м

qⁿ- вес одного метра трубы n - ой секции, кН.

G^\ = 0,36 х 100 = 36 кН. Так как корректирование *Р^\\_см больше чем Р^\\_ни т.е. 19,95 > 18,35 оставляем ^*l¹ = l¹ = 100м., ^*L^{1 =} L¹ =2100 м., ^*G¹ = 36 кН.

Проверяем прочность второй секции на страгивание:

n_стр= Gⁿ⁺¹_стр / G_n , (40)

где Gⁿ⁺¹_стр - Cтрагивающая нагрузка последующей секции, кН

G_n - вес n-ой секции, кН

n_стр= 970 / 3,6 = 2,69 > [1,13]

Окончательно принимаем параметры первой секции:

группа прочности ,,Д,,

толщина стенки ¹ = 8,9 мм

длина секции *l^\ = 100 м

интервал установки первой секции *L^\ = 2200 - 2100 м

вес секции *G^\ = 36 кН.

Расчет второй секции.

Группа прочности ,,Д,, .Толщина стенки ^\\= 8 мм., интервал установки L^\\\ при условии Р^\\\_см = Р^\\\_н.и.= 16,7 МПа и G^\\\ < G^\\, G^\\\ = 7,3 мм.

На графике Р^\\\_см = 16,7 МПа. и получаем L^\\\ = 1560 метров.

l^\\ = *L^\ - L^\\ = 2100 - 1560 = 540 метров.

G^\\ = l^\\ х q^\\ = 540 х 32,5 = 175 кН.

G^\\ = *G^\ + G^\\ = 36 + 175 = 211 кН.

Корректируем длину второй секции с учетом двухосного нагружения третьей секции.

*Р^\\\_см = Р^\\\_см ( 1-0,3 G^\\ / Gт^\\\) = 167 (1-0,3 х 211 / 140) = 15,94 МПа.

*L ^\\ = 1480., *l = *L^\ - *L^\\ = 2100- 1480 = 620 м.

*G^\\ = *l^\\ х q^\\ = 620 х 32,5 = 201,5 кН.

*G^\\ = *G^\ + *G^\\ = 36 + 201,5 = 237,5 кН.

Проверяем прочность третьей секции на страгивание:

nстр = G^\\\_стр / *G^\\ = 850 / 237,5 = 3,57 >[1.3]

Окончательно принимаем параметры второй секции:

группа прочности ,,Д,,

толщина стенки *^\\ = 8 мм

*G^\\ = 237,5 кН

вес секции *G^\\ = 201,5 кН

интервал установки *L^\\ = 2100 - 1480 метров

длина секции *l^\\ = 620 метров.

Расчет третьей секции.

Группа прочности ,,Д,, . Толщина стенки ^\\\ = 7,3 мм., интервал установки L^\\\ интервал установки выбираем следующим образом: если толщины стенки меньше нет , то данная толщина выдерживает Рни до устья, тогда длина этой секции определяется из условия прочности на страгивание:

G_стр / n _стр = *G^\\ + G^\\\ . где G^\\\ = l^\\\ х q^\\\

l^\\\ = (G^\\\_стр / n_стр -*G^\\ ) / q^\\\ = (850 / 1.3 - 237,5) / 0,299 = 1392.5 метров.

G^\\\ = l^\\\ х q^\\\ = 1392,5 х 0,299 = 416,346 кН.

Глубина установки L^\\\ = *L^\\ - l^\\\ = 1480 - 1392.5 = 87.5 метров. Интервал установки 1480- 87,5 метров.

G^\\\ = *G^\\ + G^\\\ = 237,5 +416,346 = 653,846 кН.

Окончательные параметры третьей секции:

группа прочности ,,Д,,

толщина стенки ^\\\ = 7,3 мм

длина секции l^\\\ = 1392.5 метров

интервал установки L^\\\ = 1480 - 87,5 метров

вес секции G^\\\ = 416,346 кН

общий вес трех секций G^\\\ = 653,846 кН.

Расчет четвертой секции:

Группа прочности ,,Д,, так как труб с меньшей толщиной стенки нет, то берем трубы с толщиной стенки ^\\\\ = 8 мм.

l^\\\\ = (G⁴_стр/ n_стр - G⁴ ) /q⁴ =(970 / 1.3 - 653,846) / 0,325 = 284 м.

Из условия страгивания l⁴ = 284 метра, но так как до устья осталось 87,5 метров то l⁴ = 87,5 метров.

G⁴ = l⁴ х q⁴ = 87,5 х 0,325 = 28,437 кН.

L⁴ =L³ - l⁴ = 87,5 - 87,5 = 0 метров. Интервал установки составляет 87,5- 0 метров. G⁴ = G^\\\ +G⁴ = 653,846 +28,4375 = 682,2835 кН.

Окончательно принимаем параметры четвертой секции:

группа прочности ,, Д,,

толщина стенки ⁴ = 8 мм

длина секции l⁴ = 87,5 метров

интервал установки L⁴ = 87,5 - 0 метров

вес секции G⁴ = 28,4375 кН

общий вес G⁴ = 682,2835 кН.

Расчет окончен, все расчетные значения сведем в таблицу:

Таблица 14.

Группа прочности	№ секции	Длина секции, м	Толщи-на стен-ки, мм	Вес 1- го метра, кН	Вес секции, кН	Суммарный вес секций	Интерв. установ.
Д	1	100	8,9	0,36	36,00	36,00	2200-2100
Д	2	620	8	0,325	201,50	237,50	2100- 1480
Д	3	1392,5	7,3	0,299	416,346	653,846	1480-87,5
Д	4	87,5	8	0,325	28,4375	682,2835	87,5-0

4.4 Технологическая оснастка колонны

Низ колонны оборудуется башмаком типа БК. Обратный клапан типа ЦКОД. Центраторы типа ЦЦ-168/216-245-1 (ТУ 39 - 01 - 08 - 283 - 77) , устанавливаются через 10 м в интервалах продуктивных пластов. При этом как минимум по два центратора должны быть установлены выше и ниже продуктивного пласта. Минимальное количество центраторов на один обьект (при его толщине не менее 10 м) - четыре (два выше и два ниже). В интервале непосредственно выше башмака кондуктора устанавливается через 10 м три таких-же центратора, один на верхней трубе.

Другие элементами технологической оснастки эксплуатационная колонна оборудуется в зависимости от особенностей геологического строения продуктивной части разреза в конкретной скважине.

При толщине разделяющей перемычки до 8 м вместо пружинных центраторов используются жесткие. Устанавливаются аналогичным способом.

На низ обсадной колонны устанавливается башмак, который навинчивается на башмачный патрубок - отрезок толстостенной трубы с боковыми отверстиями. Выбираем башмак БК-168 (ОСТ 39-011-74).

На расстоянии одной - двух труб от башмака в колонне устанавливают обратный клапан. Принимаем клапан ЦКОД 168-1 (ТУ 39-01-08-281-77) .

5. Расчёт параметров цементирования.

5.1 Обоснование способа цементирования

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)

Выбранный тампонажный материал должен обеспечивать приготовление из него тампонажного раствора, плотность которого на 0,2-0,7 гр/см³ выше плотности бурового раствора. Из тампонажного портландцемента получают обычный тампонажный раствор, плотность которого 1,75-1,95 гр/см³. Его основные технические характеристики сведены в таблицу.

Таблица 15

Назначение цемента	Темпе-ратура применения,С0	Темпе-ратура испытания, С0	Водоце-ментное отношение	Растека-емость, см, не менее	Начало схватывания, ч.	Конец схватывания, ч.	Предел прочности при изгибе, МПа
Для "Холодных" скважин.	15 - 40	22 + 2	0,5	18,0	2	10	2,7
Для "Горячих" скважин.	100 - 400	75 + 3	0,5	18,0	1,75	4,5	6,2

Расчет проводим для наиболее ответственной - эксплуатационной колонны.

Под способом цементирования понимается схема доставки тампонажной смеси в затрубное пространство. По этому признаку выделяют несколько способов цементирования обсадных колонн: прямой одноступенчатый, прямой двухступенчатый, манжетный, цементирование “хвостовиков”. скважина цементирование обсадной колонна

Среди перечисленных способов цементирования выбираем простейший, отличающийся наилучшей технологичностью, способ прямого одноступенчатого цементорования, к тому же при этом способе можно получить наиболее высокое качество разобщения пластов. Доставка тампонажной смеси в затрубное пространство осуществляется через башмак обсадной колонны.

Определим схему цементирования из условия, если Рцем < Ргр, то цементирование в одну ступень.

Рцем = Ргс + Ргд, МПа (41)

где Рцем - давление цементирования, МПа.

Ргс - гидростатическое давление, МПа.

Ргд - гидродинамическое давление, МПа.

Рг.с. = 0,1 х _бр х h + 0,1 х _ср.ц.р.(L - h), МПа. (42)

где L - длина обсадной колонны, м.

_ср.ц.р.- средняя плотность цементного раствора, г/см³

_ср.ц.р = _г.ц. х l_э.о. + _т.с. х (L - h - l_э.о ) / l_э.о + (L - h - l_э.о ) , г/см³

где l_э.о - длина по стволу эксплуатационного объекта

_г.ц. - плотность гельцемента, г/см³

_ср.ц.р = 1,84 х 100 + 1,47(2200 - 310 - 100) / 100 + (2200 - 310 - 100) = 1,49 г /см³

Тогда Ргс = 0,1 х 1,1 300 + 0,1 х 1,49 (2200 - 300) = 30,12 МПа.

Рг.д. = 0,1 х х х V² / 2q х L / (Д - d), МПа (43)

где - коэффициент гидравлического сопротивления для бурового раствора, = 0,03., для цементного раствора = 0,035.

V - скорость восходящего потока жидкости, по ЕТП V = 1,5 - 1,8 м/с, принимаем V = 1,5 м/с

d - наружный диаметр обсадных труб, м

q - ускорение свободного падения, м/с

Д - диаметр скважины, м.

Интервалы по стволу скважины:

310 - 625 м Д = 1,3 х 0,2159 = 0,28067 м l¹ = 315 м.

625 - 2100 м Д = 1,6 х 0,2159 = 0,34544 м l² = 1476 м.

Д_ср = 0,28067² х 315 + 0,34544² х 1476 / 315 + 1476 = 0,335047 м.

Тогда Р^\_{г.д. бр.} = 0,1 х 0,03 х 1,1 х 1,49² / 2 х 9,8 х 310 / (0,28067 - 0,146) = 0,86 МПа.

Р^\\_{г.д. цр} = 0,1 х 0,035 х 1,5 х 1,49² / 2 х 9,8 х 1810 / (0,34544 - 0,146) = 0,57 МПа.

Получим: Р_гд = Р^\_{г.д. бр} + Р^\\_{г.д. цр} = 0,86 + 0,54 = 1,4 МПа.

Р_цем = 30,1 + 1,4 = 31,5, МПа.

Условие Р_цем < Р_гр выполняется, так как 31,5 < 37,4 МПа.

Следовательно, цементирование осуществляем в одну ступень.

5.2 Расчёт объёмов и типов буферной, продавочной и тампонажной смесей и количество составных компонентов

В качестве продавочной жидкости применяем глинистый раствор _р = 1,1 г/см³ Объем продавочной жидкости определяем по формуле:

V_пж = (2200 - 6,0) х S_тр К_сж =(L - h_ст) х S_тр х К_сж, м³, где

К_сж - коэффициент сжатия продавочной жидкости, К = 1,05

V_пж = (2200 - 6,0) х 0,0136778 х 1,05 = 30,446 м³

Принимаем буферную жидкость = 1 г/см³. Объем буферной жидкости рассчитываем по формуле:

V_бж = S_зп х h_{бж ,} м³ (44)

где h_бж- высота столба буферной жидкости в затрубном пространстве, рекомендуется по ЕТП 200 - 300 м.

Рассчитываем h_бж на пластовое давление.

h_бж = 0,1 х L х _р - Рпл / 0,1 х (_р - _бж), м (45)

h_бж = 0,1 х 2200 х 1,1 - 212,1 / 0,1 х (1,1 - 1,0) = 1890 м. Принимаю h_бж = 300м.

V_бж = 0,045438 х 300 = 13,62 м³

Для цементирования используем цементный раствор на основе портландцемента _ц = 3,15 г / см³

q_{ц = цр} / 1+m, т/м³ (46)

где m - водоцементное отношение, для _цр = 1,84 равно 0,5

q_ц = 1,84 / 1 + 0,5 = 1,22 т/м³

q_воды = q_ц х m = 1,22 х 0,5 = 0,61 т/м³.

Оставшийся интервал цементируем тампонажной смесью, плотность снижаем за счет добавления глинопорошка, _гл = 2,6 г/см³.

Для составного тампонажного раствора:

_тс = m + Б + 1 / 1/ _ц +Б/_гл + m, г/см³ (47)

m = 0.5 + 2.2Б (48)

где Б - отношение наполнителя к цементу по весу, Б = 1/2

m = 0,5 + 2,2/2 = 1,6

_тс = 1,6 + 0,5 + 1 / 1/3,15 + 0,5 / 2,6 + 1,6 = 1,469 г/см³

Принимаем _тс = 1,47 г/см³.

q_ц = _тс / 1 + m + Б, т/м³

q_ц = 1,47 / 1 + 1,6 + 0,5 = 0,474 т/м³

q_н = Б х q_ц = 0,5 х 0,474 = 0,237 т/м³

q_в = m х q_ц = 1,6 х 0,474 = 0,758 т/м³

Объем тампонажной смеси и количество составных компонентов.

V_тс = V_зп - V_эо, м³

V_г.ц. = V_ст + V_эо, м³., где V_зп - объем цементируемого пространства, м³

V_эо - объем затрубного эксплуатационного объекта, м³

V_ст - объем цементного стакана, м³

V_т.с. - объем тампонажной смеси, м³

V_г.ц. - объем глинистого цемента, м³

V_з.п. = S_з.п.(L - h- l_эо), м³ (49)

S_з.п. = 0,785(Д²_ср -d²). м² (50)

S_з.п. = 0,785(0,335047² - 0,146²) = 0,071388 м²

V_з.п. = 0,071388(L - h) = 0,071388 х (2200 - 310) = 129,2 м³

V_т.с. = V_зп = 129,2 м³

Определяем количество составных компонентов с учетом коэффициента потерь К_п = 1,1 (10%)

Для чистого цементного раствора:

Q_ц1 = q_ц х V_гц х К_п, т (51)

Q_ц1 = 1,22 х 1,1 = 1,342 т

Q_воды = 0,61 т.

Для составного тампонажного раствора:

Q_ц2 = 0,474 х 129,2 х 1,1 = 67,36 т.

Q_н2 = 0.237 х 129,2 = 30,62 т.

Q_воды = 129,20 х 0,758 = 97,93 т.

Расход химических реагентов на 1 м³ раствора 0,4 %

Q_х = 0,004 х 129,2 = 0,5168 т.

Общий расход компонентов

Q_ц = Q_ц1 + Q_ц2 = 1,342 + 67,36 = 68,7 т.

Q_н = Q_н2 = 30,62 т.

Q_воды = Q_воды1 + Q_воды2 = 0,61 + 97,93 = 98,54 т.

Тип и объем буферной и продавочной жидкости.

В качестве продавочной жидкости применяем глинистый раствор _р = 1,1 г/см³ Объем продавочной жидкости определяем по формуле:

V_пж = (2200 - 6,0) х S_тр К_сж =(L - h_ст) х S_тр х К_сж, м³, где

К_сж - коэффициент сжатия продавочной жидкости, К = 1,05

V_пж = (2200 - 6,0) х 0,0136778 х 1,05 = 30,446 м³

Принимаем буферную жидкость = 1 г/см³. Объем буферной жидкости рассчитываем по формуле:

V_бж = S_зп х h_{бж ,} м³ (52)

где h_бж- высота столба буферной жидкости в затрубном пространстве, рекомендуется по ЕТП 200 - 300 м.

Рассчитываем h_бж на пластовое давление.

h_бж = 0,1 х L х _р - Рпл / 0,1 х (_р - _бж), м (53)

h_бж = 0,1 х 2200 х 1,1 - 212,1 / 0,1 х (1,1 - 1,0) = 1890 м. Принимаю h_бж = 300м.

V_бж = 0,045438 х 300 = 13,62 м³

5.3.1 Тип и количество цементировочных агрегатов и осреднительных установок

Определяем давление цементирования.

Р_цем = Р_гс + Р_гд + Р_стоп, МПа (54)

где Р_стоп - давление "стоп" принимаем 3,0 МПа для получения четкого сигнала.

Р_гд = Р_гд.зп + Р_гд.т., МПа. (55)

Р_гд.зп = 1,4 МПа

Р_гд.т = 0,1 х 0,03 х 1,1 х 1,5² х 2120 / 2 х 9,8 х 0,132 = 0,6 МПа.

Р_гд = 1,4 + 0,6 = 2,0 МПа.

Р_гс = 0,1 (L - h) х _ср.цр. + 0,1 х h х _р - 0,1 х _пж х L = 0,1(2200 - 310) х 1,49 + 0,1 х 310 х 1,1 - 0,1 х 1,1 х 2200 = 7,06 МПа.

Р_цем = 2,0 + 7,06 + 3,0 = 12,06 МПа.

По Р_цем выбираем цементировочный агрегат УНЦ-48631-0000011-20РЭ, т.к. он обеспечивает нужное давление, диаметр втулок 127 мм (на второй пониженной скорости и давлении 18,26 МПа, что вполне достаточно)

Технические характеристики:

Автомобиль:

Марка автомобиля УРАЛ4320-1912-30

Грузоподъёмность, кг 12000

Максимальная мощность, (кВт) 176

Номинальная частота вращения

двигателя, мин^-1 2100

Насос НЦ320

Полезная мощность, кВт 108

Предельное давление нагнетания, Мпа 40

Наибольшая подача, л/с 26

Водоподающий блок

Двигатель ЗМЗ-511(ГАЗ-53)

Мощность, кВт 92

Частота вращения вала, мин^-1

-максимальная 3200

-рабочая 2500…2950

Центробежный насос ЦНС 38-154

Частота вращения вала, мин^-1 2950

Подача, дм³/с 10,5

Давление, Мпа 1,54

Манифольд

Вместимость, м³

-мерного бака 6

-цементного бачка 0,25

Условный диаметр трубопроводов, мм:

-приёмной линии 100

-напорной линии 50

Габаритные размеры установки

(длина х ширина х высота), мм 10150х2700х3225

Масса установки, кг 16000

Количество цементировочных агрегатов

Количество агрегатов выбираем по формуле:

n = Q / q⁴ + 1, (56)

Q = V / Т_цем, л/с (57)

где q⁴ = 15,1 л/с подача на второй скорости.

Т_цем = 0,75 Т^нач_схв, мин. (58)

Т^нач_схв = 105 мин.

Т_цем = 0,75 х 105 = 79 мин.

V = V_тc + V_гц +V_пж = 129,2 + 30,446 = 159,6 ~160

Q = 160000 / 79 х 60 = 33,75 л/с

n = 33,75 / 15,1 + 1 = 3,23

Необходимо принять четыре агрегата УНЦ-48631-0000011-20РЭ и один резервный. Но всвязи с тем, что при цементировании скважины используется осреднительная установка 1-УСО-20 возникает необходимость ещё в четырех агрегатах УНЦ-48631-0000011-20РЭ. Общая сумма агрегатов составит - 9 штук.

Осреднительная установка 1-УСО-20 предназначается для цементирования обсадных колонн в нефтяных и газовых скважин, а также для приготовления различных типов растворов, применяемых при бурении, освоении и ремонте скважин.

В нашем случае всем требованиям при цементировании скважины удовлетворяет данная установка.

Технические характеристики

Монтажная база УРАЛ-4320-1912-30

Вместимость резервуара, м³ 20

Производительность приготовления растворов до 25 дм³/с

Давление нагнетания жидкости затворения, МПа 10,0

Плотность приготавливаемого цемраствора, кг/м³ 1960

Наибольшая плотность тампонажного раствора

достигаемая при приготовлении порционным

способом, кг/м³, до 2500

Характеристика мешалки:

- принцип действия механический

- тип 2-х вальная, 4 лопасти

- частота вращения валов мешалок, об/мин 20-40

- привод мешалок от ходового двигателя

Габаритные размеры, мм, не более:

- длина 9950

- ширина 2500

- высота 3660

Масса установки, кг 13100

5.3.2 Выбор смесительных машин

Смесительные машины (агрегаты) предназначены для приготовления тампонажной смеси путём смешивания жидкости затворения и твёрдой фазы, транспортировки сухого порошка, а также могут быть использованы для приготовления глинистого раствора.

Принимаем цементносмесительную машину типа УС-48632-0000010РЭ, которая имеет следующие характеристики:

Основные технические данные

Автомобиль

Марка автомобиля КрАЗ-65101-0000200

Грузоподъемность, кг 16575

Максимальная мощность, кВт 170

Номинальная частота

вращения двигателя, мин^-1 2100

Наибольшая масса транспортируемого

материала по дорогам,т

-с твердым покрытием 11.0

-по остальным дорогам, включая

участки бездорожья 9.0

Догрузка бункера на месте цементажа, т, не более 20.0

Наибольшая производительность

приготовления тампонажного раствора

плотностью 1.85 г/см ³, дм/с³ 27

Плотность приготовляемого раствора, г/см³ 1.3 2.4

(колебания плотности раствора, не более) 0.02

Время выхода на заданную

плотность раствора, с, не более 40

Наибольшая производительность

по сухому цементу, т/ч

-загрузочного винтового конвейера 15.0

-дозирующих конвейеров (расчетная) 132.0

Привод винтовых конвейеров от двигателя

автомобиля через

коробку отбора

мощности и карданные валы

Вместимость бункера, м³ 14,5

Устройство смешивающее гидровакуумное

-оптимальное давление жидкости, МПа 1.5

-наибольшее давление жидкости, МПа 2.0

Габаритные размеры установки

(длина х ширина х высота), мм 9200х2500х3430

Масса установки, кг 13000

5.4 Режим закачки и продавки тампонажной смеси

Определяем постоянные скважины:

l = L - h₀, м

h₀ = V_тс / S_зп + S_тр = 129,2 / 0,071388 + 0,0136778 = 1520 м.

l₀ = 2200 - 1520 = 680 м.

А = S_зп / S_зп + S_тр = 0,071388 / 0,0850658 = 0,84

В = S_тр / S_зп + S_тр = 0,0136778 / 0,0850658 =0,16

А + В = 1

где А - коэффициент подъема или опускания жидкости в трубах

В - коэффициент высоты жидкости в затрубном пространстве

Размещено на http://www.allbest.ru/

рис.8

Выбираем скорость ЦА из условия:

Р_гд < Р_ца

Р_гд = 2,0 МПа, поэтому закачку начинаем

на четвертой скорости Р_ца⁴ = 6,1 МПа

h⁴ = Р⁴_ца - Р_гд / 0,1(_ср.цр. - _р), м (119)

h⁴ = 6,1 - 2,0 / 0,1(1,49 - 1,1) = 1049,23 м.

h⁴ в трубах h⁴_тр = h⁴ х А =1049,23 х 0,84 = 881,35 м.

h⁴ в затрубном пространстве h⁴_зп = h⁴ х В = 1049 х 0,16 = 167,87

V⁴_пж = S_тр (l₀ + h_тр), м (59)

V⁴_пж = 0,0136778 (680 + 881,35) = 20,26 м³

На четвертой скорости закачиваем весь Г.Ц. и Т.С. плюс V⁴_пж

Переходим на третью скорость:

Р³_ца = 9,5 МПа

h³ = Р³_ца - Р⁴_ца / 0,1((_ср.цр. - _р) = 9,5 - 6,1 / 0,1(1,49 - 1,1) = 850 м.

h³_тр = h³ х А = 850 х 0,84 = 714 м.

h³_зп = h³ х В = 850 х 0,16 = 136 м.

V³_пж = S_тр х h_тр³ = 0,0136778 х 714 = 9,766 м³

Переходим на вторую низшую скорость ЦА.

V²_пж = V_пж - V⁴_пж - V³_пж -V²_стоп = 30.446 - 20.26 - 9.766 - 0.5 = 0.2 м³

Последние 1,5 м³ рекомендуется закачивать одним ЦА.

q⁴ = 15.1 дм³/с - подача ЦА на четвертой скорости

q³ = 9.8 дм³/с - подача ЦА на четвертой скорости

q² = 5.2 дм³/с - подача ЦА на четвертой скорости

Находим время закачки

n = 4 Т⁴_тс = V_см / n х q⁴ х 60 = 192,3 х 10³ / 4 х 15,1 х 60 = 53 мин.

n = 4 Т⁴_пж = Т⁴_пж / n х q⁴ х 60 = 20,26 х 10³ / 4 х 15,1 х 60 = 5,6 мин.

n = 3 Т³_пж = 9,76 х 10³ / 3 х 9,8 х 60 = 5,56 мин.

n = 1 Т^стоп_пж = 0,7 х 10³ / 1 х 5,2 х 60 = 2,24 мин.

Т_цем = Т⁴_тс + Т⁴_пж + Т³_пж + Т^стоп_пж = 53 + 5,6 + 5,56 + 2,24 = 66,4 мин Т_цем < 0,75 х Т_{нач.схв.} т.к. 66,4 < 79 , следовательно режимы и количество цементировочных агрегатов выбраны правильно.

Согласно выбранному количеству УНЦ-48631 и необходимого количества цемента принимаем пять машин УС-48632.

Составляем по полученным результатам сводную таблицу данных.

Сводная таблица результатов тампонирования.

Таблица 16

Колличество ЦА	Скорость ЦА	Q, л/с.	Тцем, мин.	Объем закачиваемого раст- ра, м3	Тип закачиваемой жидкости.
4	4	15,1	53	192,2	г.ц. и т.с.
4	4	15,1	5,6	20,92	продав. жидк.
3	3	9,8	5,53	9,76	продав.жидк.
1	2	5,2	2,24	0,7	продав. жидк.

6. Организация работ по креплению скважины

6.1 Подготовительные работы к спуску колонны

Спуск обсадной колонны является очень ответственной операцией. До начала спуска должны быть завершены все исследовательские работы в скважине, тщательно проверено состояние бурового оборудования и инструмент, соответствие грузоподьёмности вышки и талевой системы весу подлежащего спуску колонны, подготовлен ствол скважины.

Заранее на буровую завозят обсадные трубы, элементы технологической оснастки и необходимый дополнительный инструмент, тщательно проверенные и испытанные на базе, а также специальную смазку для обеспечения герметичности резьбовых соединений при более высоких температурах, возможных в скважине.

На буровой при укладке каждую трубу нумеруют, измеряют её длину; номер трубы и записывают в специальный журнал.

По данным кавернометрии и профилеметрии выявляют участки сужений ствола скважины, а по инклинограммам - участки искривления. Эти участки тщательно прорабатываются новыми долотами со скоростью не более 35-40 м/ч и расширяют до нормального диаметра. Если наблюдаются посадки или затяжки, ствол прорабатывают повторно с меньшей скоростью. По окончании калибровки скважину тщательно промывают в течение 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.

При подъёме бурильной колонны после проработки или калибровки измеряют её длину и уточняют длину скважины.

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

6.2 Технология спуска колонны

Перед спуском обсадных труб на резьбу наносят соответствующую смазку для обеспечения герметичности резьбовых соединений. Резьбовое соединение следует считать скрученным, если торец муфты будет совпадать с последней риской на трубе. Допустимые при этом отклонения составляют + нитка резьбы. При спуске колонны нужно контролировать полноту её заполнения промывочной жидкостью через обратный клапан, следя за объёмом жидкости, вытекающей из скважины и нагрузкой на крюке.

Перед началом цементирования смонтированную обвязку линии высокого давления агрегатов, подвергают гидравлической опрессовки давлением, величина которого в 1,5 раза превышает максимально ожидаемое давление при цементировании. Расстановку и обвязку цементировочного оборудования осуществляют по одному из вариантов типовых схем. Цементировочные агрегаты в пределах буровой площадки необходимо располагать горизонтально, мерными ёмкостями к буровой и по возможности ближе к устью скважины. Закачивание затворяемого раствора в скважину начинают лишь после стабилизации режима работы цементосмесительных машин. Необходимо выполнять следующие контрольные операции: осуществлять замеры плотности тампонажных растворов с помощью ареометров, замерять давление развиваемое ЦА и контролировать их с помощью манометров высокого давления, определять текущий объем закачиваемой в скважину жидкости, визуально контролировать характер циркуляции на устье скважины. Величина давления "стоп" должна превышать max в конце цементирования на 2,5 - 3,0 МПа., и составлять не более 80% от давления опрессовки обсадных труб перед спуском в скважину.

6.3 Организация работ по цементированию скважины

После окончания работ по цементированию скважины на верхний конец обсадной колонны наворачивают специальную цементировочную головку, боковые отводы которой с помощью трубопроводов соединяют с цементировочными агрегатами. Затем внутрь колонны закачивают буферную жидкость, тампонажную смесь, освобождают и продавливают вниз по колонне продавочную пробку после чего закачивают продавочную жидкость.

Как пробка сядет на обратный клапан и остановится, давление в колонне начнет резко возрастать. Это служит сигналом для прекращения закачки продавочной жидкости, все краны на цементировочной головке закрывают, а скважину оставляют в покое на срок, необходимый для превращения тампонажного раствора в тампонажный камень.

Схема расстановки и обвязки цементировочного оборудования приведена в графическом материале.

6.4 Паспорт крепления скважины

ПЛАН

на крепление скважины №1 куста №1 Советского месторождения

эксплуатационной колонной 168 мм

Данные о скважине и задание на ее крепление

1. Забой скважины 2200 м

2. Глубина спуска колонны 2197 м

3. Глубина спуска кондуктора 245 мм 410 м

4 Номинальный диаметр ствола скважины 215,9 мм

5 Параметры бурового раствора р= 1,13 г/см , Ф=5см³/30 мин, Т=22 с

6 Максимальное ожидаемое пластовое давление 22МПа на глубине 2200 м

7. Максимальное ожидаемое давление в колоне на устье при цементировании 17,4 МПа

1. Подготовительные работы перед спуском колонны

1.1. Подготовигь, завести на буровую и уложить в порядке спуска в скважину необходимое количество обсадных труб, опрессованных давлением 25 МПа и дополнительно (с учетом 3% запаса на случай отбраковки) 2266 метров трубы типа 168-Д (ГОСТ 632-80).

Ответственные БПО БР

1.2. Завезти на буровую и подготовить к спуску элементы технологической оснастки эксплуатационной колонны

Башмак БК-168 1

Обратный клапан ЦКОД-168-1 1

Фонари ЦЦ-168/216-245-1 19

Ответственные БПО БР

1.3. Завезти на буровую необходимое количество тампонажных материалов:

Тампонажный портландцемент ПЦТ-1-50 68т

Глинопорошок МПБА, т 28 т

Предварительно провести лабораторные исследования, затарить смесительную технику согласно таблицы

Кол-во УС-48632	Цемента на один УС-48632, т	Глинопорошок, т
4 1	ПЦТ-1-50 13т ПЦТ-1-50 16т	7 0
4	68т	28

Ответственные БПО, ЛГР, ЦТР

1.4. Подготовить к работе тампонажную технику:

цементировочные агрегаты УНЦ-48631 ед 5

смесительные машины, ед 5

блок манифольдов БМ-700, ед 1

ППУ, ед (в зимнее время) 1

Ответственные: ЦТР

1.5. До начала спуска колонны замерить длину каждой обсадной трубы, очисть резьбы.

Ответственный буровой мастер.

1.6. Проверить состояние вышки, бурового оборудования, КИП, превенторов.

Ответственные: механик ПРЦБО, буровой мастер.

1.7. Обеспечить на буровой запас обработанного бурового раствора в объеме 120 м³ и 100 м³ технической воды (температура воды в зимнее время года +30 - +40 градусов).

Ответственный буровой мастер.

1.8. После проведения комплекса ПГИ ствол скважины шаблонировать компоновкой последнего долбления, места посадок и затяжек проработать до свободного хождения инструмента. Промывка на забое 1,5-2 цикла до выравнивания параметров бурового раствора согласно ГТН. Промежуток времени от последней промывки на забое до начала спуска колонны не должно превышать 16 часов. Если условие не выполняется, то производится повторное шаблонирование с промывкой на забое.

Ответственный буровой мастер, технолог буровой бригады.

1.9. Провести инструктаж буровой бригады по правилам производства работ при спуске колонны; назначить ответственных за контрольное шаблонирование труб и смазку резьбовых соединений. Ответственный буровой мастер.

2. Спуск обсадной колонны

2.1. Спуск обсадных труб осуществляется в следующем порядке:

Интервал спуска, м	Длина секции, м	Тип обсадной трубы	Масса секции,кН	Нарастающая масса колонны, кН
2200-2100	100	168Д-8,9	36,0	36,0
2100-1480	620	168Д-8,0	201,5	237,5
1480-88	1392	168Д-7,3	416,34	653,84
88-0	88	168Д-8,0	28,43	682,28

2.2. Контроль за соблюдением порядка спуска труб, шаблонированием и длиной колонны возлагается на бурового мастера.

2.3. Типы и глубины установки элементов технологической оснастки обсадной колонны, м:

башмак БК-168 2197м

обратный клапан ЦКОД-168-1 2187 м

Фонари ЦЦ-168/216-245-1

-по два фонаря выше и ниже объекта с интервалом 10 м;

-выше башмака кондуктора с интервалом 10 м три фонаря;

-один на верхней трубе.

2.4. Свинчивание обсадных труб производить ключом АКБ.

2.5. В качестве уплотнителей резьбовых соединений обсадных труб использовать смазку Р-402. При свинчивании смазка должна быть обильно нанесена на резьбовые и уплотнительные поверхности ниппеля и муфты из расчета покрытия не менее 3/4 длины соединения, считая от его торца.

2.6. Скорость спуска колонны: до глубины 950 м не более 1 м/с ниже -0,4 м/с. Не допускать величины опорожнения колонны более 300 м.

2.7. Промежуточную промывку производить на глубине 800, 1100, 1400, 1700, 2000, 2200 не менее 1 цикла, на забое 1,5-2 цикла с проектными параметрами бурового раствора.

2.8. При возникновении поглощений в процессе спуска колонны восстановление циркуляции следует производить при минимально возможной подаче насоса или цементировочного агрегата

3. Цементирование эксплуатационной колонны

3.1. Потребную для работы цементировочную технику и оборудование расставить и обвязать в соответствии с типовой схемой, произвести гидравлическую опрессовку давлением 24 МПа.

Ответственный: ЦТР

32. Осуществить операции по цементированию обсадной колонны в следующей последовательности:

* закачать в колонну 13,62 м³ буферной жидкости (тех. воды);

* затворить и закачать в скважину гельцементный раствор плотностью 1,47г/см³ из 52т тампонажного портландцемента ПЦТ-1-50 и 28т глинопорошка;

* затворить и закачать в скважину цементный раствор плотностью 1,84 г/см³ из 16т тампонажного портландцемента ПЦТ-1-50;

* пустить продавочную пробку и продавить цементный раствор буровым раствором в количестве 30,5 м³ до получения момента "стоп", стравить давление и оставить скважину на ОЗЦ 24 часа.

Общее руководство работами по креплению скважины эксплуатационной колонной возлагается на ведущего инженера по заключительным работам.

6.5 Заключительные работы и контроль качества цементирования

После образования в заколонном пространстве цементного камня выполняют следующие работы:

1. после истечения срока конца схватывания, стравливают избыточное давление в обсадной колонне и в заколонном пространстве;

2.определяют положение кровли цементного камня в заколонном пространстве (полноту замещения промывочной жидкости тампонажным раствором, наличие контакта между обсадной колонной и цементным камнем, цементным камнем и стенкой скважины) при помощи геофизических методов.

Если обнаруживаются дефекты в цементном камне, из-за которых могут возникнуть перетоки пластовых жидкостей, необходимо выполнить ремонтные работы и ликвидировать брак.

Герметичность обсадной колонны, колонной головки и зацементриванного заколонного пространства проверяют путём опрессовки. Продавочную жидкость в колонне заменяют на воду. При опрессовке внутреннее давление в любом сечении колонны должно не менее чем на 10% превышать наиболее ожидаемое давление здесь в период испытания, освоения или эксплуатации скважины.

Колонну считают герметичной в том случае, если после замены продавочной жидкости водой не наблюдается перелива жидкости и выделение газа на устье, и если в период выдержки колонны под давлением последнее в течение 30 мин снижается не более чем на 0,5 МПа при опрессовочном давлении 7 МПа и не более чем на 0,3 МПа при меньшем опрессовочном давлении.

По истечении регламентируемого срока твердения тампонажного раствора, обсадную колонну на устье соединяют с предыдущей и герметизируют межколонное пространство таким образом , чтобы в любой последующий момент можно было контролировать давление в нём.

Обвязывают обсадные колонны друг с другом при помощи колонных головок. В проектируемой скважине обсадные колонны обвязывают колонной головкой типа ОКО 21 - 168х245 (согласно 2.6).

7. Испытание и освоение скважины

7.1 Вторичное вскрытие пласта

На данном этапе месторождении вторичное вскрытие пласта рекомендуется производить кумулятивными безкорпусными перфораторами. Наиболее подходящим к данным условиям является ленточный перфоратор ПКС 105Т, который имеет следующие характеристики:

- плотность перфорации 10 отв/м:

допустимая 10

за один спуск 6

- максимальный интервал перфорации

за один спуск, м 30

- длина канала, мм :

у_сж = 45 МПа 275

у_сж = 25 МПа 350

- диаметр канала, мм:

в трубе 44

в породе:

у_сж = 45 МПа 12

у_сж = 25 МПа 14

Перфораторы ПКС105Т имеет извлекаемый ленточный каркас, с зарядом в стеклянных оболочках. Перфораторы этого типа имеют пониженную термобаро стойкость по сравнению с корпусными перфораторами. На средних глубинах они обладают более высокой производительности и лучшей пробивной способностью, чем другие перфораторы. При перфорации с их использованием практически исключается засорение скважины осколками.

Плотность перфорации принимается равной 10 отв/м.

Перед перфорацией устье скважины оборудуется малогабаритной превенторной установкой типа ППМ-125*25, разработанный институтом ЗапСибБурНИПИ и изготовленной заводом “Тюменьбурмаш”(ОАО “Гром”).

7.2 Вызов притока

Заключительный технологический этап при бурении эксплуатационных и разве-дочных нефтяных и газовых скважин связан с освоением продуктивных горизонтов. От качественной реализации технологии ос-воения зависит последующая эффективность объекта эксплуатации. В комплекс ра-бот по освоению входят: вторичное вскрытие пласта, выбор способа вызова притока из пласта и, при необходи-мости, методов активного воздействия на призабойную зону с целью устранения вредного воздействия на продуктивный пласт процессов бурения при вскрытии и интенсификации притока.

В основе всех способов освоения лежит уменьшение давления столба жидкости в скважине ниже пластового. Существуют различные способы снижения давления, основанные либо на замене тяжелой промывочной жидкости на более легкую, либо на плавном или резком понижении уровня жидкости в эксплуа-тационной колонне.

7.2.1 Выбор фонтанной арматуры

Перед тем как приступить к вызову притока из пласта, устье скважины оборудуется фонтанной арматурой.

Исходя из того, что в проектируемой скважине рабочее давление не превышает 21 МПа, а диаметр спускаемых труб при освоении и эксплуатации составляет 73 мм. Выбираем для герметизации устья скважины фонтанную арматуру типа АФК -65*21 (ТУ 26-16-45-77).

7.2.2 Обоснование способа и технология вызова притока

Основным способом вызова притока жидкости из пласта принимаем замену солевого раствора на воду с последующим снижением уровня в скважине закачкой инертного выхлопного газа дизельмотора модернизированного компрессора СД9 / 101.

...