Бурение нефтяных и газовых скважин

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
Геология


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Содержание проекта

1. Введение

2. Основные сведения о геологическом строении, газонефтеводоносности площади, степени ее геологической изученности, геолого-физических условиях бурения и условиях эксплуатации скважины

3. Проектирование конструкции скважины

4. Обоснование выбора способа цементирования каждой из обсадных колонн и состава тампонажных материалов

5. Обоснование выбора состава и объема буферных жидкостей

6. Расчет цементирования обсадных колонн

7. Обоснование выбора состава технологической оснастки и размещения ее на обсадной колонне

8. Разработка технологии цементирования, плана расстановки и обвязки цементировочной техники

9. Обоснование выбора способов контроля качества цементирования

10. Расчет нормативного времени на цементирование обсадных колонн

11. Вопросы безопасности труда, экологической и промышленной безопасности при цементировании скважины

Список использованной литературы

Приложения

1. Введение

Скважина № 30 333 Шегурчинского месторождения расположена на территории республики Татарстан Альметьевского района и была пробурена в 2008 году Альметьевским управлением буровых работ по заказу организации НГДУ «Ямашнефть». Данные по скважине:

а) Площадь, месторождение Шегурчинское

б) Назначение скважины эксплуатационная

в) Проектная глубина по вертикали 1788 м

по стволу 1887 м

г) Проектный горизонт Пашийский

д) Вид профиля наклонно-направленный

е) Конструкция скважины. Плановая коммерческая скорость бурения по интервалам (Таблица № 1)

газонефтеводоносность геологический скважина бурение

Таблица № 1

Обсадная

колонна

Диаметр колонны, мм

Глубина спуска, м

Диаметр долота, м

Интервал цементирования, м

Скорость коммерческая, м/ст мес.

1

2

3

4

5

6

Направление

324

30

393,7

До устья

Кондуктор

245

357

295,3

До устья

1950

Эксплуатационная колонна

146

1887

215,9

До устья

ж) Способ бурения (Таблица № 2)

Таблица № 2

Интервал режимных пачек

Способ бурения

1

2

3

0

30

Ротор

1

2

3

30

357

Гидравлический забойный двигатель

357

985

Гидравлический забойный двигатель

985

1110

Гидравлический забойный двигатель

1110

1835

Гидравлический забойный двигатель

1835

1887

Ротор

з) Тип буровой установки, вид привода БУ-2000/160ЭП, электрический

и) Тип буровых насосов и их подача по интервалам бурения (Таблица № 3)

Таблица № 3

Интервал режимных пачек

Тип насоса

Кол-во насосов, шт.

Суммарная производительность насосов, м3

1

2

3

4

5

0

30

БРН-1

1

0,015−0,016

30

357

БРН-1

2

0,030−0,032

357

985

БРН-1

2

0,030−0,032

985

1110

БРН-1

2

0,030−0,032

1110

1835

БРН-1

2

0,030−0,032

1835

1887

БРН-1

1

0,015−0,016

к) Конструкция бурильной колонны по интервалам бурения (Таблица № 4)

Таблица № 4

Интервал

бурения, м

Компоненты

0−30

30−357

357−985

985−1110

1110−1835

1835−1887

1

2

3

4

5

6

7

Долото

+

+

+

+

+

+

1

2

3

4

5

6

7

Заб. двиг. 3ТСШ1−195

--

--

26

--

--

--

Заб. двиг. Д1−195

--

--

--

7

7

--

УБТ

--

50

50

50

100

150

ТБПК

До устья

До устья

До устья

До устья

До устья

До устья

На расстоянии до 30 км от места бурения скважины располагается тампонажный цех.

Скважина № 30 333 Шегурчинского месторождения расположена на равнинно-холмистом рельефе местности, состояние местности не заболоченное, толщина снежного покрова достигает 80−100 см, толщина почвенного слоя 30−35 см, растительный покров — зона лесостепи.

Теплоснабжение ЭПВА в количестве двух штук. Связь осуществляется при помощи радиостанции. Водоснабжение централизованное (водопровод на расстоянии 0,2 км). Энергоснабжение ЛЭП 3-х проводная (на расстоянии 0,45 км).

Транспортирование грузов осуществляется автомобильным транспортом по асфальтированному шоссе (75 км) и грунтовой накатанной дороге шириной 3,5−4,0 м (2 000 м) от шоссе до буровой.

В 2009 году Альметьевскому Управлению буровых работ исполнилось 56 лет (1952г. — 2009 г.). На сегодняшний день АУБР собственными силами осуществляет весь комплекс работ по строительству нефтяных скважин от подготовки площадок под буровые и монтажа оборудования до сдачи заказчикам освоенных скважин для эксплуатации. С 1952 года на сегодняшний день объем проходки вырос почти в 5 раз, а на одну буровую бригаду более, чем в 9 раз, коммерческая скорость бурения выросла в 6,6 раза. За полвека построено и сдано в эксплуатацию 15 150 нефтяных скважин, из которых добыт каждый второй баррель татарстанской нефти. Увеличилось также число партнеров АУБР: производится бурение скважин не только для НГДУ «Альметьевнефть», «Иркеннефть», «Лениногорскнефть», «Азнакаевскнефть», «Джалильнефть», «Елховнефть», «Заинскнефть», «Ямашнефть», Прикамнефть", «Татнефтебитум», но и для ряда независимых нефтяных компаний: СП «Татех», ЗАО «Татойлгаз», АО «Татнефтепром», ОАО «СМП Нефтегаз», ЗАО «Предприятие Кара-Алтын», ЗАО «Троицкнефть», ОАО «Шешмаойл», ЗАО «Иделойл», ЗАО «Зюзеевнефть». Творческий почерк альметьевских строителей скважин хорошо знают в Индии, Ираке, Турции, на Кубе и во многих других странах.

2. Основные сведения о геологическом строении, газонефтеводоносности площади, степени ее геологической изученности, геолого-физических условиях бурения и условиях эксплуатации скважины

Шегурчинское месторождение расположено в северо-западной части, приуроченного к наиболее возвышенной части южного купола Татарского свода.

В современном плане свод купола наиболее четко выделяется по поверхности кристаллического фундамента и терригенным отложениям девона, ограничиваясь разновозрастными прогибами и структурными уступами.

На данной части территории вырисовывается крупное, изометричной формы поднятие, с амплитудой 60−65 м по кровле терригенного девона. Оно резко погружается в западном и южном направлениях и более спокойно к северу и востоку.

Скважины, проектируемые к бурению на Шегурчинском месторождении — эксплуатационные. Цель бурения — разработка залежей нефти продуктивных горизонтов. Проектный горизонт — Пашийский. Проектная глубина — 1887 м.

Основные сведения о стратиграфии и литологическом составе пород, газонефтеводоности пород приведены в таблице (Приложение 1).

Геолого-физические условия бурения скважины:

— в уфимском, артинском, намюрском и турнейском горизонтах возможны поглощения промывочной жидкости. Поглощения в основном происходят в глинисто-трещинных закорстованных породах, кавернозных известняках при понижении пластового давления.

— неустойчивость стенок скважины (осыпи и обвалы) может возникнуть в четвертичных, казанских, верейских, тульских, угленосных, доманиковских и шугуровских горизонтах.

— водопроявления могут наблюдаться в серпуховских-окских горизонтах, нефтепроявления — в кыновских горизонтах.

— проницаемость пород колеблется от 0,3 мкм2 до 0,6 мкм2

Условия эксплуатации скважин:

— способ эксплуатации скважины — эксплуатация на нефть

— максимальный ожидаемый дебит нефти — 20 м3/сутки в пашийском горизонте. Плотность нефти в пластовых условиях 830 кг/м3, плотность нефти после дегазации 890 кг/м3.

— наибольшие пластовое давление у подошвы пашийского горизонта — 17,23 МПа.

— максимальная зарегистрированная температура по стволу скважины 40 С0, что означает, что скважина является «холодной».

3. Проектирование конструкции скважины

В процессе бурения могут возникнуть различного рода осложнения, связанные с поглощениями промывочной жидкости, обвалами стенок скважины, газоводонефтепроявлениями.

Чтобы характеризовать с глубиной пластовые давления и давления, при при которых возможно возникновение поглощения промывочной жидкости, целесообразно использовать безразмерные величины:

Коэффициент анамальности пластового давления:

и индекс давления поглощения:

В этих формулах:

Рпл.  — пластовое давление, Па;

Рпогл-давление, при котором происходит поглощение промывочной жидкости, Па;

Z — глубина залегания кровли пласта с давлением Рпл. ;

Zпогл -глубина залегания кровли поглощающегося пласта, м;

св — плотность воды, кг/м3; св=1000 кг/м3;

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

При наличии естественных каналов (трещин, каверн), в которые уходит промывочная жидкость, давление поглощения можно принять равным пластовому давлению в поглощающем пласте:

Рпогл. Рпл

Если естественные каналы ухода бурового раствора отсутствуют, а поглощение происходит вследствие гидроразрыва пород и образования искус

ственных каналов, то давление поглощения следует принимать разным давлению гидроразрыва пород.

Иногда в технических проектах на строительство скважин отсутствуют данные о давлениях поглощения. В таком случае индекс давления поглощения можно приближенно принять равным относительной плотности бурового раствора, заполняющего скважину в момент начала поглощения:

кп = с0.

Если неизвестны величины давления гидроразрыва пород для данной площади, то индекс давления гидроразрыва можно приближенно вычислить пор формуле:

кр = 0,83 + 0,66ка. (3)

Пример расчета коэффициента анамальности пластового давления ка и индекса давления поглощения кп на некоторых интервалах:

Для интервала 452 м — 627 м:

ка= 4,18*106 / (1000*9,81*431) = 0,99

кп = 6,25*106 / (1000*9,81*431) = 1,48

Для интервала 746 м — 835 м:

ка= 6,79*106 / (1000*9,81*700) = 0,99

кп = 10,16*106 / (1000*9,81*700) = 1,48

Для интервала 934 м — 969 м:

ка= 8,80*106 / (1000*9,81*871) = 1,03

кп = 12,13*106 / (1000*9,81*871) = 1,42

Для интервала 969 м — 999 м:

ка= 9,30*106 / (1000*9,81*903) = 1,05

кп = 12,40*106 / (1000*9,81*903) = 1,40

Для интервала 1255 м — 1267 м:

ка= 11,81*106 / (1000*9,81*1169) = 1,03

кп = 16,28*106 / (1000*9,81*1169) = 1,42

Для интервала 1874 м — 1887 м:

ка= 17,23*106 / (1000*9,81*1775) = 0,99

кп = 25,24*106 / (1000*9,81*1775) = 1,45

Аналогично были рассчитаны коэффициенты анамальности пластового давления ка и индексы давления поглощения кп на других интервалах и представлены в виде таблицы ниже (Таблица № 5)

Распределение давления и температуры по разрезу скважины

Таблица № 5

Интервал, м (по скважине

Интервал, м (по вертикали)

Рпл. ,

МПа

Рпогл,

МПа

Т, оС

ка

кп

1

2

3

4

5

6

7

0−5

0−5

--

--

--

--

--

5−230

5−226

--

--

--

--

--

230−278

226−271

--

--

--

--

--

278−452

271−431

--

--

--

--

--

452−627

431−591

4,18

6,25

--

0,99

1,48

627−746

591−700

5,73

8,58

--

0,99

1,48

746−835

700−781

6,79

10,16

--

0,99

1,48

835−907

781−847

7,58

11,33

20

0,99

1,48

907−934

847−871

8,55

11,79

--

1,03

1,42

934−969

871−903

8,80

12,13

--

1,03

1,42

969−999

903−931

9,21

12,40

--

1,04

1,40

999−1246

931−1161

9,04

16,85

--

0,99

1,48

1246−1255

1161−1169

11,27

16,85

--

0,99

1,48

1255−1267

1169−1181

11,81

16,28

25

1,03

1,42

1267−1337

1181−1248

11,46

17,14

--

0,99

1,48

1337−1450

1248−1358

12,12

18,11

--

0,99

1,48

1450−1570

1358−1475

13,72

18,91

--

1,03

1,42

1

2

3

4

5

6

7

1570−1764

1475−1666

14,32

21,41

--

0,99

1,48

1764−1803

1666−1705

16,18

24,18

--

0,99

1,48

1803−1835

1705−1737

16,55

24,75

--

0,99

1,48

1835−1845

1737−1747

16,86

25,21

--

0,99

1,48

1845−1874

1747−1775

16,96

24,85

--

0,99

1,45

1874−1887

1775−1788

17,23

25,24

40

0,99

1,45

Совмещенный график ка, кп и с0, а также предполагаемая конструкция скважины представлен ниже (рис. 1):

Рис. 1. Совмещенный график ка, кп и с0; предполагаемая конструкция скважины

Под конструкцией скважины понимают совокупность данных о количестве и глубинах спуска обсадных колонн, диаметрах обсадных колонн, диаметрах ствола скважины под каждую обсадную колонну и интервалах цементирования.

Первая колонна труб или труба, служащая для предотвращения размыва пород залегающих близ дневной поверхности и для соединения устья с очистной системой называется направлением. В республике Татарстан направление, как правило, спускают до 50 м.

Колонна труб, спускаемая в скважину после направления и служащая для укрепления стенок последней в недостаточно устойчивых породах и для перекрытия зон осложнений приуроченных к сравнительно неглубоко залегающим горизонтам, а также для изоляции горизонтов с артезианскими и лечебными водами, называется кондуктором. В республике Татарстан кондуктор, как правило, спускают до 350 м.

Самая внутренняя колонна труб носит название эксплуатационной. Она служит не только для укрепления стенок скважины и изоляции соответствующих горизонтов, насыщенных нефтью, газом или водой, но также каналом для транспортировки добываемой из продуктивной толщи или закачиваемой в последнюю жидкостей и газов.

Конструкция скважины должна обеспечивать:

— долговечность скважины как технического сооружения

— надежную изоляцию всех проницаемых горизонтов и сохранность запасов полезных ископаемых

— минимум затрат на единицу добываемой продукции

— возможность бурения до проектной глубины без опасности возникновения тяжелых осложнений, осуществления предусмотренных проектом разработки месторождения режимов эксплуатации данной скважины, проведения ремонтных работ в скважине при эксплуатации, проведения всех исследований, которые необходимы для контроля разработки месторождения

— охрану недр и окружающей среды, в первую очередь за счет прочности и долговечности крепи, герметичности обсадных колонн и перекрываемых ими заколонных пространств, а также изоляцию флюидосодержащих горизонтов друг от друга и дневной поверхности.

Исходя их расчетов, приведенных в курсовой работе по дисциплине «Буровые промывочные и тампонажные растворы» принимаем плотность бурового раствора в скважине по интервалам:

1. 0−30м: с0 = 1100,91 кг/м3

2. 30−1845м: с0 = 1041,52 кг/м3

3. 1845−1887м: с0 = 1077,81 кг/м3

При вскрытии продуктивного пласта на интервале 1845−1877 м используется полимерно-карбонатный раствор, что позволяет уменьшить вредное воздействие влияния бурового раствора на нефтеносный горизонт.

Исходя из совмещенного графика ка, кп и с0, целесообразно построить скважину с тремя колоннами:

1. 0−30м: направление

2. 0−357м: кондуктор

3. 0−1887 м: эксплуатационная колонна

Для того, чтобы обсадную колонну можно было спустить в скважину, диаметр последней всегда должен быть больше максимального наружного диаметра обсадной колонны:

dc = dмуф + 2 ?к

dc — диаметр скважины (диаметр долота)

dмуф — наибольший наружный диаметр колонны (диаметр муфты)

?к — радиальный зазор между стенкой скважины и выступающим наружу элементом колонны (муфты) достаточной для свободного спуска колонны.

Диаметр долота для бурения под последующую обсадную колонну должен быть меньше внутреннего диаметра предыдущей колонны:

dд (посл) = d (пред) — 2 ?

? — необходимый зазор для свободного прохождения долота через предыдущую колонну.

Величину зазора ?к выбирают с учетом жесткости колонны, глубины спуска ее в открытый ствол скважины, искривленности ствола, устойчивости стенок скважины, размеров конструкции, числа специальных элементов, а также общего числа спускаемых в данную скважину колонн. В вертикальных скважинах при спуске колонн диаметром 114 ч 168 мм ?к = 5 ч 15 мм, диаметром 178 ч 245 мм ?к = 15 ч 25 мм. Чем больше диаметр и жесткость колонны, тем больше величина зазора. В наклонных скважинах зазор, как правило, несколько больше, чем в вертикальных.

Величину зазора? выбирают с учетом возможного неблагоприятного сочетания овальности труб предыдущей обсадной колонны, допусков на диаметр этих труб и на диаметр долот для бурения под последующую колонну. Обычно? = 5 ч 15 мм.

Расчет всегда начинают с выбора диаметра эксплуатационной колонны. Для эксплуатационных скважин диаметр эксплуатационной колонны должен быть задан заказчиком — НГДУ. Его выбирают в зависимости от дебетов скважины по жидкости (нефть + вода + газ) на разных стадиях разработки месторождения; способов эксплуатации данной скважины; числа одновременно раздельно эксплуатируемых объектов в ней; габаритных размеров оборудования, которое должно быть спущено в скважину для эксплуатации. Диаметр эксплуатационной колонны должен быть достаточным также для того, чтобы в скважине можно было проводить ремонтные работы. Примем наружные диаметры обсадных колонн:

Эксплуатационная колонна 146 мм

Кондуктор 245 мм

Направление 324 мм

Таким образом, конструкция скважины, применяемая в Альметьевском управлении буровых работ отвечает всем основным требованиям заканчивания скважин и входит в мой проект без изменений.

Рис. 2. Окончательный вариант конструкции скважины

4. Обоснование выбора способа цементирования каждой из обсадных колонн и состава тампонажных материалов

Цементированием называют процесс заполнения заданного интервала скважины суспензией вяжущих материалов, способной в покое загустевать и превращаться в твердое, практически непроницаемое тело.

В нефтегазодобывающей промышленности цементирование широко применяется для решения следующих задач:

1. изоляции проницаемых горизонтов друг от друга после того, как они вскрыты скважиной, и предотвращения перетоков пластовых жидкостей по заколонному пространству;

2. удержанию в подвешенном состоянии обсадной колонны;

3. защиты обсадной колонны от воздействия агрессивных пластовых жидкостей, способных коррозировать ее наружную поверхность;

4. устранения дефектов в крепи скважины;

5. создания разобщающих экранов, препятствующих обводнению продуктивных горизонтов;

6. создания высокопрочных мостов в скважине, способных воспринимать достаточно большие осевые нагрузки (например, при забуривании боковых стволов, при опробовании перспективных горизонтов пластоиспытателями и т. д.);

7. изоляции поглощающих горизонтов;

8. упрочнения стенок скважины в осыпающихся породах;

9. уменьшения передачи тепла от потока, движущегося по колонне труб в скважине, к окружающим породам

10. герметизации устья в случае ликвидации скважины.

Цементируют кольцевое пространство между стенками скважины и обсадной колонной или по всей длине, или частично. Единым техническими правилами ведения работ при строительстве скважин предусмотрено цементирование направления и кондуктора всегда по всей длине, эксплуатационные колонны во всех скважинах, кроме нефтяных — по всей длине, а в нефтяных скважинах допускается — от башмака колонны до сечения, расположенного не менее чем на 100 м выше нижнего конца предыдущей обсадной колонны. Поэтому, учитывая единые технические правила, направление (30м) и кондуктор (357м), эксплуатационную колонну (1887м), также, как было предпринято в Альметьевском управлении буровых работ, будем цементировать по всей длине.

Способ цементирования каждой колонны: одноступенчатое цементирование. Эксплуатационную колонну будем цементировать одноступенчатым цементированием четырьмя порциями цементного раствора.

Одноступенчатое цементирование широко применяется в тех случаях, когда требуется герметизация затрубного пространства на большую высоту, вплоть до устья скважины.

Принцип одноступенчатого цементирования следующий (рис. 3). На спущенную в скважину колонну обсадных труб навинчивают цементировочную головку. Скважину и затрубное пространство через цементировочную головку промывают свежей промывочной жидкостью до полного удаления шлама. Затем снимают цементировочную головку, в обсадные тубы спускают нижнюю пробку, снова устанавливают цементировочную головку с верхней пробкой и закачивают расчетное количество цементного раствора. После этого вывинчиванием стопорных винтов в цементировочной головке освобождают верхнюю пробку и через тройник закачивают расчетное количество продавочной жидкости. Цементный раствор, заключенный между двумя пробками, продавливается вниз. Нижняя пробка, дойдя до упорного кольца в трубах, останавливается, а верхняя под напором продавочной жидкости продолжает опускаться. Вследствие развиваемого при этом высокого давления резиновая диафрагма нижней пробки разрушается, и цементный раствор вытесняется в затрубное пространство. Как только верхняя пробка сядет на нижнюю, давление в колонне будет резко повышаться, что можно увидеть на манометре насоса в момент схождения пробок. Это служит сигналом для прекращения подачи продавочной жидкости.

Где а -- закачка тампонажного раствора; б -- начало закачки продавочной жидкости; в -- заключительная стадия закачки продавочной жидкости; 1-- цементировочная головка; 2, 11, 12 -- боковые отводы; 3 -- тампонажный раствор; 4 -- нижняя пробка; 5 -- буферная жидкость; 6 -- обсадная колонна; 7 -- промывочная жидкость; 8 -- стенка скважины; 9 -- обратный клапан; 10 -- башмак с направляющей пробкой; 13, 14, 15 -- краны высокого давления; 16 -- верхняя пробка; 17 -- продавочная жидкость

Рис. 3. Схема одноступенчатого цементирования.

При правильном выборе промывочной жидкости в процессе бурения можно свести к минимуму различного рода осложнения, связанные с поглощениями промывочной жидкости, обвалами стенок скважины, газоводонефтепроявлениями. Не менее важно правильно выбрать тампонажный материал.

При выборе тампонажного материала учитывают следующие факторы: сохранение изоляционных свойств камня при наивысшей температуре, возможной в данном интервале скважины в период ее работы; устойчивость против коррозии агрессивными компонентами, содержащимися в пластовых жидкостях в том же интервале; морозостойкость, если речь идет о цементировании ММП; возможность приготовления раствора с достаточной плотностью, удовлетворительной подвижностью и способностью схватываться в приемлемые сроки при температуре, которая будет существовать в данном интервале в период цементирования.

Задача нормирования свойств тампонажного раствора для цементирования конкретного интервала скважины сложна и пока решена недостаточно надежно. В практике цементирования принято нормировать лишь некоторые характеристики растворов в основном на основе накопленного прошлого опыта и результатов исследований.

До окончания транспортировки в заданный интервал скважины тампонажный раствор должен обладать хорошей прокачиваемостью, чтобы в процессе ее не возникали большие гидродинамические давления, опасные возможностью разрыва пород, обсадной колонны или устьевой обвязки. Срок начала схватывания, согласно нормам, должен на 25−30% превышать продолжительность цементирования.

При нормировании плотности исходят из следующего соотношения:

снп < сцр < свп

снп — нижний предел плотности определяют из условия наиболее полного замещения промывочной жидкости в кольцевом пространстве тампонажным материалом;

сцр — плотность цементного раствора;

свп — верхний предел плотности находят из условия, что давление на стенки скважины в период цементирования должно быть меньше давления поглощения.

Для уменьшения перемешивания тампонажного раствора с буферной жидкостью следует поддерживать разность плотностей их не менее 200 — 250 кг/м3. Поэтому нижний предел плотности тампонажного раствора (кг/м3):

снп = сп + (200 ч 250)

сп — плотность промывочной жидкости, кг/м3

Верхний предел свп можно найти из условия равенства давления на наиболее слабый пласт в момент окончания закачки тампонажного раствора давлению поглощения.

Скважина № 30 333 Шегурчинского месторождения является «холодной», так как максимальная зарегистрированная температура по стволу скважины не превышает 40 С0.

Для цементирования скважины применим тампонажный материал — портландцемент ГОСТ 1581–96 для холодных скважин. Портландцементом называют порошок минералогического состава, водная суспензия которого способна затвердевать как на воздухе, так и в воде. Для производства портландцемента берут смесь горных пород, содержащих 60−70% СаО, 17−25% SiO2, 3−10% Ai2O3, 2−6% Fe2O3 и небольшое количество других примесей, обжигают ее в специальных печах до получения клинкера, а затем размалывают в мелкий порошок.

Процесс цементирования неглубоких скважин (особенно при цементировании направления и кондуктора) с невысокой температурой на забое занимает немного времени, в то время как цементный раствор начинает схватываться через 3−4 часа и более. За это время может произойти вымывание или разбавление цементного раствора подземными водами, изменение его свойств, уход в пористые породы и т. д. Для сокращения сроков схватывания тампонажного материала, при цементировании направления и кондуктора, добавим ускоритель СаСl2, оптимальная добавка которого по массовой доле к сухому цементу составляет 3%.

Так как коррозионная стойкость при контакте с агрессивными пластовыми водами у портландцемента не высока, и со временем при повышении температуры в скважине прочность цементного камня во времени уменьшается, а проницаемость возрастает, добавим к клинкеру при помоле или непосредственно к портландцементу от 45% кварцевого песка от массы сухого цемента для устранения этих недостатков.

Для цементирования эксплуатационной колонны использовать базовый тампонажный раствор без его модифицирования нельзя по причине наличия некоторых свойств, влияющих на качество цементирования. Одним из них является высокая водоотдача цементного раствора (более 200 см2 за 30 минут). Кроме того, базовый цементный раствор, как правило, усадочный, образовавшиеся от усадки цементного камня микрозазоры могут служить каналами для межпластовых перетоков.

Лабораторией крепления «ТатНИПИнефть» разработаны рецептуры седиментационно-устойчивых, с пониженной водоотдачей, пластифицированных тампонажных растворов для цементирования скважин нормального и малого диаметра, расширяющихся цементных растворов для изоляции продуктивных горизонтов, а также рецептуры с применением суперпластификатора.

Такие составы тампонажных растворов позволят избежать различного рода осложнений при цементировании скважины, а также являются экономически выгодными из-за относительно недорогих компонентов, входящих в их состав.

5. Обоснование выбора состава и объема буферных жидкостей

При одноступенчатом цементировании всех обсадных колонн скважины буферная жидкость закачивается в скважину через цементировочную головку сразу же после ее промывки. После закачивания определенной порции буферной жидкости, вывинчивают стопор цементировочной головки, удерживающей от падения нижнюю разделительную цементировочную пробку, и закачивают расчетный объем тампонажного раствора.

Таким образом, под буферной понимают жидкость, которая закачивается между буровым и тампонажным растворами, предотвращает их смешивание и удаляет из затрубного пространства остатки бурового раствора, а также глинистую корку со стенки скважины.

Выбор буферной жидкости базируется на лабораторной проверке совместимости ее с конкретным буровым и тампонажным растворами. При смешивании буферной жидкости с буровым раствором не должны превышаться реологические параметры зоны смешивания, а смесь ее с тампонажным раствором не должна характеризоваться снижением растекаемости и времени загустевания раствора. Для снижения интенсивности частичного смешивания буферной жидкости с контактирующими растворами в процессе движения их в затрубном пространстве должно выполняться условие, при котором ее вязкость и плотность превышали бы аналогичные показатели вытесняемой жидкости или приближались к средним значениям указанных параметров разобщаемых ею жидкостей.

В качестве буферной жидкости при бурении скважины № 30 333 Шегурчинской площади будет использована техническая вода, которая обладает сравнительно хорошими вымывающими свойствами по отношению к цементным и буровым растворам. Чтобы улучшить разрушение глинистой корки со стенок скважины добавим кварцевый песок. Так как в процессе бурения встречаются осложненные интервалы в виде осыпей и обвалов пород, целесообразно добавить компонент NaCl, который поможет предотвратить данные осложнения. Буферные жидкости на основе водных растворов NaCl характеризуются относительно высокой плотностью по сравнению с водой, которые могут изменяться в широком диапазоне (средняя плотность водного раствора на основе NaCl равна 1200 кг/м3). Для предотвращения отрицательного воздействия раствора соли на свойства контактирующих с ними буровых и тампонажных растворов перед ними и после них закачивают небольшие порции пресной воды объемом, составляющим примерно 10% от объема буферной жидкости.

Буферная жидкость будет приготавливаться с помощью цементировочного агрегата ЦА — 320А, путем растворения реагентов в технической воде.

Рассчитаем необходимый объем буферной жидкости для колонн по формуле (7,с. 168):

Vбуф. = 0,785 * lб * ас * (d с 2 — dнар. колон 2)

с учетом потерь в циркуляционной системе:

Vбуф. / = Vбуф. * кпот

d с — средний диаметр скважины в интервале, м

dнар. колон — наружный диаметр колонны, м

lб — высота столба буферной жидкости в кольцевом пространстве, м

ас — соотношение между длиной и глубиной скважины

кпот — коэффициент, учитывающий потери ее в циркуляционной системе, кпот? 1,0. Примем кпот = 1,05.

Направление:

Vбуф. напр. = 0,785 * 5 * 1 * (0,394 2 — 0,324 2) = 0,200 м3

Vбуф. напр. / = 0,200 * 1,05 = 0,210 м3

Кондуктор:

Vбуф. конд. = 0,785 * 10 * 1 * (0,295 2 — 0,245 2) = 0,211 м3

Vбуф. конд. / = 0,211 * 1,05 = 0,221 м3

Эксплуатационная колонна:

Vбуф. эксп. = 0,785 * 10 * 1,02 (0,216 2 — 0,146 2) = 0,200 м3

Vбуф. эксп. / = 0,200 * 1,05 = 0,210 м3

Таким образом, необходимый объем буферной жидкости:

— для направления — 0,200 м3

— для кондуктора — 0,221 м3

— для эксплуатационной колонны — 0,210 м3

6. Расчет цементирования обсадных колонн

Расчет цементирования направления:

Наибольшая температура в цементируемом интервале скважины при промывке не превышает 20 0С.

Расчет цементирования направления:

Наибольшая температура в цементируемом интервале скважины при промывке не превышает 20 0С.

Цементирование будет проводиться одной порцией цементного раствора (0−30 м) — модифицированный поливинилацетатным реагентом тампонажный раствор, плотность раствора 1750 кг/м3; состав раствора по массовым долям:

— портландцемент тампонажный — 100

— вода техническая — 40

— поливиниацетатный реагент (ПВАР) — 0,5

— хлорид кальция — 3

Сроки схватывания: начало 2ч. 35 мин., конец — 3ч. 40 мин.

Под кондуктор коэффициент кавернозности 1,8. Так как данный интервал 0−40 м бурится долотом 393,7 мм, то диаметр скважины вычисляется:

d скв. = 393,7 * 1,8 = 708,96 мм

Полный объем заколонного пространства будет складываться из двух участков:

Vз. п. = S0-30 * l1

Sз. п. = S0 — Sэкс = (р/4) * (d 0 2 — d нап 2)

Интервал 0−30м: Sз.п. = S0 — Sэкс = (3,14/4) * (0,70 866 2 — 0,324 2) = 31,18 * 10-2 м2

Объем заколонного пространства:

0 — 30м: V1 = 31,18 * 10-2 * 30 = 9,35 м3

Определим необходимое количество компонентов для цементирования направления (0−30 м):

Необходимый объем с учетом высоты цементного стакана:

V1 = 9,35 + 5*3,14*0,3062 *0,25 = 9,35 + 0,36 = 9,71 м3

— цемент ПЦТ-II-60; 1100 кг/м3; М =1100 * 9,71= 10 681 кг

С учетом потерь: 10 681 кг * 1,05 = 11 215 кг

Из них:

Vцем. ст. = 1100 * 0,36 = 396 кг (с учетом потерь 416 кг)

Vколон = 1100 * 9,35 = 10 285 кг (с учетом потерь 10 799 кг)

— техническая вода; 0,4*1100 кг/м3; М = 0,4 * 1100 * 9,71 = 4272 кг = 4,272 м3

— ПВАР; 0,005*1100 кг/м3; М = 0,005 * 1100 * 9,71 = 53,40 кг

— СаС12; 0,03*1100 кг/м3; М = 0,03 * 1100 * 9,71 = 320,43 кг

— пеногаситель; 3 л на 1 м3; V = 3 * 9,71 = 29,13 л

Для приготовления тампонажного раствора используем смесительные машины типа 2СМН-20, емкость бункера которых рассчитана на 20 тонн сухого цемента или объема 14,5 м3. рассчитаем необходимое число цементировочных машин в зависимости от массы цемента, его насыпной объемной массы и вместимости бункера по формуле:

м = (1/Vбун) * (G/сн), (8, с. 262):

м = (1/14,5) * (11 215/3150) = 0,25

Итак, достаточно одной машины типа 2СМН-20.

Определим количество продавочной жидкости (7, с. 168):

Vпрод = 0,785 * kс * d внут. 2 * (Lс — hс)

kс — коэффициент запаса продавочной жидкости, kс = 1,02 ч 1,05

Lс — длина скважины по оси, м

hс — высота цементного стакана, оставляемого в колонне, м

Vпрод = 0,785 * kс * d внут. 2 * (Lс — hс)

Vпрод = 0,785 * 1,05 * 0,306 2 * (30 — 5) = 1,92 м3

Принимаем технологически необходимую скорость восходящего потока тампонажного раствора в затрубном пространстве 0,8 м/с и определяем подачу насосов цементировочных агрегатов для обеспечения данной скорости по формуле:

Q = Рзагр * V

Рзагр = (Vцр — Vстак) / Нцр, (8, с. 260)

Рзагр = (9,71 — 0,36) / 30 = 0,312 м2

Q = 0,312 * 0,8 = 0,250 м3

Определяем наибольшее рабочее давление в конце цементирования по формуле:

Рк = Рр + Ртр + Ркп

Рр — максимальная ожидаемая разность гидростатических давлений в трубах и затрубном пространстве в конце цементирования, Па;

Ртр — давление на преодоление гидравлических сопротивлений в трубах при движении продавочной жидкости, Па;

Ркп — давление на преодоление гидравлических сопротивлений в затрубном пространстве при движении продавочной жидкости и цементного раствора, Па.

Рр = (Н — h) * (сцр — спр) * g

Рр = (30 — 5) * (1750 -1200) * 9,81 = 0,23 МПа

Ртр = лт* (8* спр *Q2 * L) / (р2 * dв5)

лт — коэффициент гидравлического сопротивления трению в трубах;

спр — плотность продавочной жидкости, кг/м3;

Q — расход продавочной жидкости, м3/с;

dв — внутренний диаметр труб, м;

L — длина колонны, м.

лт = 0,1 * [ (1,46*3*10-4 /d) + (100 / Rет) ]0,25

т = 4*с*Q / р*dв * з

з — пластическая вязкость, Па*с

т = 4*1200*0,250 / 3,14*0,306 * 0,01 = 114 817

лт = 0,1 * [ (1,46*3*10-4 /0,306) + (100 / 114 817) ]0,25 = 0,022

Ртр = 0,022* (8* 1200*0,2502 * (40−5))/ (3,142 * 0,3065) = 0,02 МПа

Вычислим потери давления в кольцевом пространстве при движении продавочной жидкости

кп = 4*с*Q / р*(dс + dн) * з

кп = 4*1200*0,250 / 3,14*(0,70 866 + 0,324) * 0,01 = 34 022

лт = 0,107 * [ (1,46*3*10-4 / (dс — dн) + (100 / Rет) ]0,25

лт = 0,107 * [ (1,46*3*10-4 / (0,70 866 — 0,324) + (100 / 34 022) ]0,25 = 0,048

? Ркп = лкп* (спр *Uкп 2) *L / 2*(dс — dн) Ртр = лт* (8* спр *Q2 * L) /[ р * (dс + dн) * (dс — dн)2 ]

? Ркп = 0,048* (8* 1200*0,2502 * 30) / [3,14 * (0,70 866 + 0,324) * (0,70 866 — 0,324)2 ] = 0,002 МПа

Вычислим потери давления при движении цементного раствора в кольцевом пространстве.

Вычислим критические значения числа Рейнольдса:

кр = 2100 + 7,3 *[ (с *(dс — dн)2 * ф0) / з2 ]0,58

ф0 — динамическое напряжение сдвига, Па

кр = 2100 + 7,3 *[ 1750 *(0,70 866 — 0,324)2 * 30) / 0,082 ]0,58 = 26 767

Вычислим действительные значения числа Рейнольдса:

кп = 4*с*Q / р*(dс + dн) * з

кп = 4*1750*0,250 / 3,14 *(0,70 866 + 0,306) * 0,08 = 6746

Так как цементный раствор по всему затрубному каналу движется ламинарно (Rекп < Rекр), то для полного замещения промывочной жидкости тампонажным раствором в компоновке обсадной колонны используем турбулизаторы и вращатели потока. Их установка позволит использовать турбулентный режим течения тампонажного раствора.

Вычислим потери давления при выбранном турбулентном режиме.

лт = 0,107 * [ (1,46*3*10-4 / (dс — dн) + (100 / Rет) ]0,25

лт = 0,107 * [ (1,46*3*10-4 / (0,70 866 — 0,324) + (100 / 6845) ]0,25 = 0,038

? Ркп = лт* (8* спр *Q2 * L) /[ р * (dс + dн) * (dс — dн)2 ]

? Ркп = 0,038* (8* 1750 *0,2502 * 30) /3,14 * (0,70 866 + 0,324) * (0,70 866 — 0,324)2 = 0,003 МПа

Итак, максимальное давление в конце цементирования:

Рк = 0,23 + 0,02 + 0,002 + 0,003 = 0,255 МПа

Допустимое давление на устьевое цементировочное оборудование:

Рд = Ру / 1,5 = 30/1,5 = 20 МПа

20 МПа > 0,255 МПа

В соответствии с Q и Рк выберем тип цементировочного агрегата. В данном случае Q = 250 дм3/с; Рк = 0,255 МПа. Принимаем 5ЦА-320.

Определяем число ЦА из условия их подачи, рассчитанной при Рк. по таблице 62 (12, с. 415) находим при диаметре втулки 127 мм и давлении насоса РIV = 4 МПа и q IV =23,0 дм3/с.

Число ЦА (8, с. 262):

n = Q / q + 1

n =250 / 23 + 1 = 11,87

принимаем 12 агрегатов 5ЦА-320.

Определяем количество работающих ЦА при закачке буферной жидкости. Так как объем буферной жидкости 0,200 м3, а емкость мерного бака ЦА 4 м3, то для закачки буферной жидкости принимаем 1 ЦА.

Число работающих ЦА при закачке тампонажного цементного раствора рассчитаем по формуле:

n = 2 * m = 2*8 = 16

Так как Vцр > Vпр (9,71 > 1,92), то гидравлическое сопротивление сопротивления будут чуть больше, поэтому для получения подачи 169 дм3/с можно взять qIV =15,1 дм3/с, то есть 16*15,1 = 241,6 дм3/с. Суммарная подача смесительных машин обеспечивает полученную суммарную и подачу ЦА.

Закачивание 0,98 продавочного раствора будет осуществляться 16 ЦА при подаче q IV =23 дм3/с. Оставшиеся 0,02 объема продавочного раствора будут закачиваться одним агрегатом при подаче q IV =23 дм3/с.

Определяем продолжительность цементирования эксплуатационной колонны:

tц = (1/60) * [ (Vбуф/ (n1 * qIV)) + (Vцр/ (n2 * qIV)) + (Vпрод/ (n3 * q IV)) + (Vпрод/ (n4 * q IV)) ] + 10

tц = (1/60) * [ (0,200*103/ (1 * 15,1)) + (9,71*103/(16 * 15,1)) + (0,98*1,92*103/ (11 * 23)) + (0,02*1,92*103/ (1 * 23)) ] + 10 = 11,04 мин.

Для цементирования эксплуатационной колонны необходимо принять тампонажный цементный раствор, характеризующийся началом загустевания tзаг = tц /0,75 = 11,04 / 0,75 = 14,72 мин. Выбранный выше цементный раствор удовлетворяет этому условию.

Результаты вышепроделанных расчетов заносим в таблицу (Приложение 2).

Расчет цементирования кондуктора:

Наибольшая температура в цементируемом интервале скважины при промывке не превышает 20 0С.

Цементирование будет проводиться одной порцией цементного раствора (0−357 м) — модифицированный поливинилацетатным реагентом тампонажный раствор, плотность раствора 1750 кг/м3; состав раствора по массовым долям:

— портландцемент тампонажный — 100

— вода техническая — 50

— поливиниацетатный реагент (ПВАР) — 0,5

— хлорид кальция — 3

Сроки схватывания: начало 3 ч. 05 мин., конец — 4 ч. 15 мин.

Под кондуктор коэффициент кавернозности 1,5. Так как данный интервал 0−357 м бурится долотом 295,3 мм, то диаметр скважины вычисляется:

d скв. = 295,3 * 1,5 = 442,95 мм

Внутренний диаметр верхнего участка равен внутреннему диаметру направления (0−30 м):

d в = d н — 2 * д = 324 — 2*9 = 306 мм

д — толщина стенки трубы, мм

Следовательно, полный объем заколонного пространства будет складываться из двух участков:

Vз. п. = S0-30 * l1 + S30-357 * l2

Sз. п. = S0 — Sэкс = (р/4) * (d 0 2 — d кон 2)

Интервал 0−30м: Sз.п. = S0 — Sэкс = (3,14/4) * (0,306 2 — 0,245 2) = 2,64 * 10-2 м2

Интервал 30−357м: Sз.п. = S0 — Sэкс = (3,14/4) * (0,44 295 2 — 0,245 2) = 10,69 * 10-2 м2

Объем заколонного пространства:

0 — 30м: V1 = 2,64 * 10-2 * 30 = 0,79 м3

30 — 357м: V2 = 10,69 * 10-2 * 327 = 34,95 м3

Тогда Vз.п. = 0,79 + 34,95 = 35,74 м3

Определим необходимое количество компонентов для цементирования кондуктора (0−357 м):

Необходимый объем с учетом высоты цементного стакана:

V1= 35,74 + 10*3,14*0,2292 *0,25 = 35,74 + 0,41 = 36,15 м3

— цемент ПЦТ-II-60; 1100 кг/м3; М =1100 * 36,15= 39 765 кг

С учетом потерь: 39 765 кг * 1,05 = 41 753 кг

Из них:

Vцем. ст. = 1100 * 0,41 = 451 кг (с учетом потерь 474 кг)

Vколон = 1100 * 35,74 = 39 314 кг (с учетом потерь 41 280 кг)

— техническая вода; 0,5*1100 кг/м3; М = 0,5 * 1100 * 36,15 = 19 882 кг = 19,88 м3

— ПВАР; 0,005*1100 кг/м3; М = 0,005 * 1100 * 36,15 = 198 кг

— СаС12; 0,03*1100 кг/м3; М = 0,03 * 1100 * 36,15 = 1192 кг

— пеногаситель; 3 л на 1 м3; V = 3 * 36,15 = 108,45 л

Для приготовления тампонажного раствора используем смесительные машины типа 2СМН-20, емкость бункера которых рассчитана на 20 тонн сухого цемента или объема 14,5 м3. рассчитаем необходимое число цементировочных машин в зависимости от массы цемента, его насыпной объемной массы и вместимости бункера по формуле:

м = (1/Vбун) * (G/сн), (8, с. 262):

м = (1/14,5) * (41 753/3150) = 0,91

Итак, достаточно одной машины типа 2СМН-20.

Определим количество продавочной жидкости (7, с. 168):

Vпрод = 0,785 * kс * d внут. 2 * (Lс — hс)

kс — коэффициент запаса продавочной жидкости, kс = 1,02 ч 1,05

Lс — длина скважины по оси, м

hс — высота цементного стакана, оставляемого в колонне, м

Vпрод = 0,785 * kс * d внут. 2 * (Lс — hс)

Vпрод = 0,785 * 1,05 * 0,229 2 * (357 — 10) = 14,99 м3

Принимаем технологически необходимую скорость восходящего потока тампонажного раствора в затрубном пространстве 1,8 м/с и определяем подачу насосов цементировочных агрегатов для обеспечения данной скорости по формуле:

Q = Рзагр * V

Рзагр = (Vцр — Vстак) / Нцр, (8, с. 260)

Рзагр = (36,15 — 0,41) / 357 = 0,1 м2

Q = 0,1 * 1,8 = 0,169 м3

Определяем наибольшее рабочее давление в конце цементирования по формуле:

Рк = Рр + Ртр + Ркп

Рр — максимальная ожидаемая разность гидростатических давлений в трубах и затрубном пространстве в конце цементирования, Па;

Ртр — давление на преодоление гидравлических сопротивлений в трубах при движении продавочной жидкости, Па;

Ркп — давление на преодоление гидравлических сопротивлений в затрубном пространстве при движении продавочной жидкости и цементного раствора, Па.

Рр = (Н — h) * (сцр — спр) * g

Рр = (357 — 10) * (1750 -1200) * 9,81 = 1,56 МПа

Ртр = лт* (8* спр *Q2 * L) / (р2 * dв5)

лт — коэффициент гидравлического сопротивления трению в трубах;

спр — плотность продавочной жидкости, кг/м3;

Q — расход продавочной жидкости, м3/с;

dв — внутренний диаметр труб, м;

L — длина колонны, м.

лт = 0,1 * [ (1,46*3*10-4 /d) + (100 / Rет) ]0,25

т = 4*с*Q / р*dв * з

з — пластическая вязкость, Па*с

т = 4*1200*0,169 / 3,14*0,229 * 0,01 = 105 739

лт = 0,1 * [ (1,46*3*10-4 /0,229) + (100 / 105 739) ]0,25 = 0,023

Ртр = 0,023* (8* 1200*0,1692 * (265−10))/ (3,142 * 0,2295) = 0,24 МПа

Вычислим потери давления в кольцевом пространстве при движении продавочной жидкости

кп = 4*с*Q / р*(dс + dн) * з

кп = 4*1200*0,169 / 3,14*(0,44 295 + 0,245) * 0,01 = 35 197

лт = 0,107 * [ (1,46*3*10-4 / (dс — dн) + (100 / Rет) ]0,25

лт = 0,107 * [ (1,46*3*10-4 / (0,44 295 — 0,245) + (100 / 35 197) ]0,25 = 0,028

? Ркп = лкп* (спр *Uкп 2) *L / 2*(dс — dн) Ртр = лт* (8* спр *Q2 * L) /[ р * (dс + dн) * (dс — dн)2 ]

? Ркп = 0,028* (8* 1200*0,1692 * 357) / [3,14 * (0,44 295 + 0,245) * (0,44 295 — 0,245)2 ] = 0,023 МПа

Вычислим потери давления при движении цементного раствора в кольцевом пространстве.

Вычислим критические значения числа Рейнольдса:

кр = 2100 + 7,3 *[ (с *(dс — dн)2 * ф0) / з2 ]0,58

ф0 — динамическое напряжение сдвига, Па

кр = 2100 + 7,3 *[ 1750 *(0,44 295 — 0,245)2 * 30) / 0,082 ]0,58 = 7053

Вычислим действительные значения числа Рейнольдса:

кп = 4*с*Q / р*(dс + dн) * з

кп = 4*1750*0,169 / 3,14 *(0,44 295 + 0,245) * 0,08 = 6845

Так как цементный раствор по всему затрубному каналу движется ламинарно (Rекп < Rекр), то для полного замещения промывочной жидкости тампонажным раствором в компоновке обсадной колонны используем турбулизаторы и вращатели потока. Их установка позволит использовать турбулентный режим течения тампонажного раствора.

Вычислим потери давления при выбранном турбулентном режиме.

лт = 0,107 * [ (1,46*3*10-4 / (dс — dн) + (100 / Rет) ]0,25

лт = 0,107 * [ (1,46*3*10-4 / (0,44 295 — 0,245) + (100 / 6845) ]0,25 = 0,038

? Ркп = лт* (8* спр *Q2 * L) /[ р * (dс + dн) * (dс — dн)2 ]

? Ркп = 0,038* (8* 1750 *0,1692 * 357) /3,14 * (0,44 295 + 0,245) * (0,44 295 — 0,245)2 = 0,048 МПа

Итак, максимальное давление в конце цементирования:

Рк = 1,56 + 0,24 + 0,023 + 0,048 = 1,87 МПа

Допустимое давление на устьевое цементировочное оборудование:

Рд = Ру / 1,5 = 30/1,5 = 20 МПа

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой