Заканчивание нефтяной скважины

метки: Скважина, Заканчивания, Способ, Заканчивание, Обсадный, Пласт, Диаметр, Колонна

Основной целью строительства эксплуатационных скважин является выявление нефтегазонасыщенных пластов и, обеспечивание притока пластовой жидкости и транспортировка последнего на устье скважины. Весь цикл строительства скважин можно условно подразделить на проводку (бурение) и заканчивание. Под заканчиванием скважины понимают комплекс проводимых работ по вскрытию продуктивных горизонтов, их опробованию и испытанию, а также разобщению нефтенасыщенных пород от выше и нижележащих.

Заканчивание скважин можно разделить на следующие операции:

• вскрытие продуктивных пластов;
• крепление скважины и разобщение пластов;
• освоение скважины;
• опробывание и испытание скважины;
• ремонтно — изоляционные работы;
• ликвидация и консервация скважины.

Под вскрытием продуктивных пластов понимают комплекс работ проводимых в скважине при разбуривании перспективных в отношении нефтегазосодержания горизонтов. Основная задача, которая решается при вскрытии продуктивных пластов — это максимальное сохранение коллекторских свойств пласта. Перед вскрытием продуктивных горизонтов, как правило, решаются следующие вопросы — обосновывается выбор конструкции скважины, метода вскрытия, выявляется наиболее оптимальная рецептура промывочной жидкости и т.д.

Крепление скважин это наиболее ответственная операция как по технике своего осуществления, так и по значимости. От успешности ее выполнения зависит конечная цель бурения. Она оказывает решающее влияние на долговечность работы скважины, на успешность заканчивания и освоения, на охрану недр и т.д. Крепление скважины тесным образом связано с разобщением продуктивных пластов.

Основными задачами крепления скважин является создание надежного канала связи пласт-устье скважины и обеспечение надежной изоляции нефтяных, газовых и водоносных пластов, в том числе и с точки зрения охраны окружающей среды. Для решения этих вопросов необходимо рассмотреть большой комплекс вопросов, связанных с расчетом на прочность обсадных труб и колонн при различном сочетании нагрузок, выбором тампонажных материалов и подбором их рецептур, изучением конкретных гидрогеологических условий, способствующих или препятствующих качественному разобщению пластов, изучением особенностей крепления газовых скважин и т.д. Основной задачей при освоении скважины является обеспечение притока пластового флюида в скважину. Эффективность этого вида работ зависит от правильно выбранной величины репрессии на пласт при бурении скважины, и депрессии при освоении свойств жидкости, находящейся в скважине и многих других факторов. Метод вызова притока выбирается исходя из геологических и технологических условий эксплуатации залежи с учетом индивидуальных особенностей каждой скважины.

Технология и техника строительства нефтяной эксплуатационной ...

... экономической части. При разработке дипломного проекта был подробно рассмотрен вопрос: вскрытие продуктивных пластов в процессе бурения, буровые растворы для вскрытия продуктивного пласта и ... месторождения Одопту-Море. Данный дипломный проект составлен на основе широко применяемых технологий, которые направлены на качественное проведение работ с сохранением минимальных затрат на скважину. Дипломный ...

Пути повышения эффективности буровых работ:

1. повышение квалификации работников;

2. поиск наиболее оптимального состава компонентов промывочной жидкости, наиболее эффективного состава компоновки низа бурильной колонны;

3. поиск эффективного способа крепления скважин, добиваться максимальной герметичности обсадной колонны и устья скважины, т.е. высокое качественное заканчивание скважин.

4. поиск наиболее оптимального способа вызова притока флюида из продуктивных пластов;

5. уделять особое внимание технике безопасности и охране окружающей среды.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Орография

Данные, приведенные в табл.1.1., взяты из рабочего проекта на строительство нефтяных скважин на Пылинском месторождении /1/.

Таблица 1.1.

Сведения о районе буровых работ

Наименование	Значение (текст, название, величина)
Площадь (месторождение) Блок (номер или название) Административное расположение республика область (край) район Температура воздуха, С ° среднегодовая наибольшая летняя наименьшая зимняя Среднегодовое количество осадков, мм Максимальная глубина промерзания грунта, м Продолжительность отопительного периода в году, сут Продолжительность зимнего периода в году, сут Преобладающее направление ветра Наибольшая скорость ветра, м/с Интервал залегания многолетнемерзлой породы	Пылинское 5А РФ Тюменская Нижневартовский — 2 + 35 — 50 669 2 264 257 зимой ЮЗ-З,летом С-СВ 21 нет

Таблица 1.2.

Сведения о площадке строительства буровой

Наименование	Значение (текст, название, величина)
Рельеф местности Состояние местности Толщина, м снежного покрова почвенного покрова Растительный покров Категория грунта	Равнинный Болотистая 1 0,4 Сосново-березовый мокрый

Глубина залегания, м	Стратиграфические залегания	Элементы залегания пластов по подошве	Коэффициент кавернозности в интервале
		Угол	Азимут (град)
от (верх)	до (низ)	Название	индекс
				град	минут
1	2	3	4	5	6	7	8
0	50	Четвертичные отложения	Q	—	—	—	1,30
50	290	Туртасская свита Новомихайловская свита Атлымская свита	Рq3	—	—	—	1,30
290	490	Тавдинская свита	Pq2			—	1,30
490	700	Люлинворская свита	Pq			—	1,03
780	930	Ганьгинская свита	5 K2	—	—	—	1,03
930	1085	Березовская свита	K2	—	—	—	1,25
1085	1100	Кузнецовская свита	K2	—	—	—	1,25
1100	1380	Покурская свита	К2-1	—	—	—	1,25
1380	1610	Алымская свита	К1	—	—	—	1,25

1.2 Стратиграфия

Таблица 1.3.

Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициенты каверзности пластов

1610	2170	Ванденская свита	K1			7	8
2170	2550	Мегионская свита	К1	—	—	—	1,25
2550 2570 2597 2640	2570 2597 2640 2790	Баженовская свита Георгиевская свита Васюганская свита Тюменская свита	J3 J3 J3 J3	—	—	—	1,25

Таблица 1.4

Литологическая характеристика разреза скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал	Горная порода	Стандартное описание горной породы, полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.п.)
	от (верх)	до (низ)	краткое название
Q	0	50	Суглинки, супеси, пески Глины	Озерно-аллювиальные пески, супеси, пески желтовато-серые с прослоями глин
Рq3	50	290	Глины, пески прослои бурые	Глины зеленовато-серые, пески серые мелко-зернистые
Рq2	290	490	Глины, алевролиты	Глины зеленовато-серые, пески серые мелко-зернистые, алевролиты
Рq2	490	700	Глины, опоки,	Глины зеленовато-серые, с прослоями алевролита, опоки серые
Pq1	700	780	Глины, алевролиты	Глины темно-серые с линзами алевролитов
K2J3	780	930	Глины	Глины темно-серые, опоковидные, опоки серые
K2 K2 K2-1 K1 K1 K1 J3 J3 J3 J2	930 1085 1100 1380 1610 2170 2550 2570 2597 2640	1085 1100 1380 1610 2170 2550 2570 2597 2640 2790	Глины,опоки Глины известняк Глины, алевролиты пески Аргиллиты Пески слюдистые песчаники Аргиллиты песчаники Аргиллиты Аргиллиты Песчаники алевролиты Песчаники алевролиты	Глины известковые серые, алевролиты серые м/з с глинами серыми

1.3 Нефтеносность

Таблица 1.5. Нефтеносность

Индекс стра- тиграфического подразделения	Интервал, м	Тип коллектора	Плот- ность кг/м 3	Подвиж- ность 10 -9 м2 /Па·с	Содержание серы, % парафина, %	Свобод- ный де- бит, м 3 /сут	Параметры растворен- ного газа
	от (верх)	до (низ)						Газовый фактор, м 3 /м3	Относительная плотность газа по воздуху
							35-100	50	1,02
							20	40	1,026
Ю1	2597	2607	Поровый	0,850	0,05	0,9/3,0	70-130	45	0,96

Водоносность

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Тип коллектора	Плот- ность, кг/м 3	Свобод- ный де- бит, м 3 /сут	Химический состав воды в мг- эквивалентной форме	Степень минера- лизации, кг/м 3
					анионы	катионы
	от (верх)	до (низ)
						Cl —	SO 4 —	HCO 3 —	Na +	Mg ++	Ca ++
Р2/3	0	60	Поровый	1000	420							0,5
К 1 +К2	1165	1170	Поровый	1010	2000	92	—	20	91	2	7	20-15
К1	1950	1983	Поровый	1010	30	97
К1	2215	2220	Поровый	1010	90	97
J3	2650	2660	Поровый	1010	70	97

Таблица 1.6.

Давление и температура по разрезу скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Градиент	Температу- ра в конце интервала
	от (верх)	до (низ)	Пластового давления	Гидроразрыва пород	Горного давления
			МПа		МПа		МПа		єС
Q	0	50	0	ГИС	2,0	ГИС	2,0	ГИС	9	ГИС
Pq3/2 Pq2-1	50 700	700 780	1.0 1.0	ГИС ГИС	2,0 2,0	ГИС ГИС	2,0 2,0	ГИС ГИС	28	ГИС ГИС
Pq1-K2	780	1100	1.01	ГИС	1,65	ГИС	1,65	ГИС		ГИС
K2-K1	1100	1380	1.01	ГИС	1,6	ГИС	1,6	ГИС		ГИС
K1	1380	2550	1.00	ГИС	1,6	ГИС	1,6	ГИС		ГИС
J3 J2	2550 2640	2640 2790	1.00 1.00	ГИС ГИС	1,6 1,6	ГИС ГИС	1,6 1,6	ГИС ГИС		ГИС ГИС

1.4 Осложнения в процессе бурения

Таблица 1.7.

Поглощение бурового раствора

Индекс подразделения	Интервал, м	Максимальная интенсивность поглощения, м 3 /час	Условия возникновения
	от (верх)	до (низ)
Четвертичная Палеогеновая Меловая Меловая Меловая	0 50 2218 2469 2556	50 780 2236 2203 2503	5 5 5 5 5	Отклонения пара- метров бурового раствора от проектных

Таблица 1.8.

Прихватоопасные зоны

Индекс подразделения	Интервал, м	Репрессия при прихвате, кгс/см 2	Условия возникновения
	от (верх)	до (низ)
Меловая К1-2 Юрская J-3	780 2550	2550 2790	—	Отклонения параметров бурового раствора от проектных. Неудовлетворительная очистка глинистого раствора от шлама

Таблица 1.9.

Осыпи и обвалы стенок скважины

Индекс ческого подразде- ления	Интервал, м	Тип раствора	растворы	Условия возникновения
	от (верх)	до (низ)		плотность кг/м3*1000	дополнительные данные
Четвертичная	0	5	глинистый	1,16-1,18		Нарушение технологии бурения, длительные простои при бурении, отклонение параметров бурового раствора от про- ектных
Палеогеновая Меловая Юрская	50 550 2850	550 2850 3122	глинистый утяжеленный утяжеленный	1,16-1,18 1,18-1,20 1,18-1,20	доутяжеление с1,16

Таблица 1.10

Нефтегазоводопроявления

Возраст отложений, система	Интервал, м	Вид прояв- ления флюида	Длина столба газа при ликвидации проевления	Коэф-т анамальности	Условия возникновения
	от (верх)	до (низ)
Четвертичная	0	50	Вода	—	1,0	Снижение гид- ростатического давления в скважине, низкое качество глинистого раствора
Полеогеновая	50	780	Вода	Свободный газ отсутствует	1,0 1,02 1,02 1,02 1,02 1,02 1,04
Меловая	960	1615	Вода
МеловаяБВ8 МеловаяБВ8 Меловая Юрская Юрская	1735	1840	Вода Вода Вода Нефть Вода

Таблица 1.11.

Прочие возможные осложнения

Интервал, м	Вид (название) осложнения	Мероприятия по предупреждению осложнений
от (верх)	до (низ)
0 50	50 290	Размыв устья Посадка инструмента	Уменьшение водоотдачи Сокращение времени бурения Снижение водоотдачи
290	780	Сальникообразование

2. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Выделение зон осложнений и интервалов с несовместимыми условиями бурения

Построение и анализ совмещенного графика давлений

Согласно /1/и п. 1.5 выделяем следующие зоны осложнений:

1. 0-50м — интенсивные осыпи и обвалы стенок скважины. Устойчивость после вскрытия и до начала осложнения 0,5 суток. ;

2. 50-550м — осыпи и обвалы стенок скважины; 0,5 суток,

3. 550-3122 — Водопроявление, разжижение глинистого раствора;

• Выделение интервалов с несовместимыми условиями бурения производится после построения графика совмещенных давлений /рис. 2.1/.

Для этого определяем коэффициенты аномальности (Ка), индексы давления поглощения (Кп) и относительную плотность бурового раствора /2/.

, (2.1.)

где: Рпл — пластовое давление, МПа;

с _в — плотность пресной воды, с_в =1000 кг/м³ ;

Z _пл — глубина залегания пласта, м;

g — ускорение свободного падения, g=9,81 м/с ² ;

• , (2.2)

где: Ргр — давление гидроразрыва, МПа;

кг/м ³ , (2.3)

где: с _{0 —} относительная плотность бурового раствора, кг/м³ ;

Кр — коэффициент резерва, зависящий от глубины скважины:

• при глубине до 1200м Кр=1,1-1,15;
• при глубине от 1200 до 2500м Кр=1,05-1,10;
• при глубине более 2500м Кр=1,04-1,07;
• Результаты вычислений сведем в таблицу 2.1.

1- изменение коэффициента аномальности пластового давления;

2- изменение индекса давления поглощения.

Рисунок 2.1. Совмещенный график давлений

Таблица 2.1

Расчетные значения коэффициентов аномальности, индексов давления поглощения и относительной плотности

Интервал, м	Ка	Кп	С 0
от (верх)	до (низ)
0 50 780 1350	50 780 1350 3122	0,99 0,96 1,00 1,02	2,00 1,70 1,69 1,70	1089-1139 1045-1093 1050-1100 1071-1122

По данным табл. 2.1. строим совмещенный график давлений /рис. 2.1/.

Анализируя построенный график приходим к выводу, что в разрезе скважины интервалы с несовместимыми условиями бурения отсутствуют.

Для укрепления стенок скважины в неустойчивых породах, а также перекрытия зон осложнений, изоляции горизонтов содержащих артезианские воды рекомендуется спуск кондуктора на глубину 816 м. Для предупреждения размыва устья, а также для соединения устья с циркуляционной системой предусмотрено направление — труба или колонна труб, спускаемая на глубину 40 м.

Предварительно получаем следующую конструкцию скважины: направление, кондуктор, эксплуатационная колонна.

2.2 Обоснование метода вскрытия продуктивного пласта и расчет конструкции скважины

Конечная цель бурения скважины — получение притока нефти из продуктивного пласта.

Согласно /1/ и с учетом рекомендаций /3/ выбираем следующий метод вскрытия продуктивного пласта:

1. продуктивный пласт пробуривают не перекрывая предварительно вышележащие породы специальной колонной бурильных труб;

2. спускают эксплуатационную колонну до забоя.

С целью избежания межколлоных перетоков и загрязнения водоносных горизонтов рекомендуется цементировать эксплуатационную колонну по всей длине до устья (0-3122).

Для сообщения внутренней полости колонны с продуктивным пластом производят перфорацию колонны.

Данный метод позволяет осуществить вскрытие продуктивного пласта с любыми прослойками, прост в применение, экологически безопасен.

Недостатком данного метода является то, что велика возможность загрязнения продуктивного пласта фильтратом промывочной жидкости, т.к. её свойства приходится выбирать с учетом геолого-физических условий не только в самой залежи, но и по всей длине открытого участка ствола скважины. Этого можно избежать путем контроля за свойствами, составом и качеством промывочной жидкости.

При расчете конструкции скважины определяем диаметры обсадных колонн, диаметры долот для интервалов бурения. Расчет диаметров обсадных колонн диаметров долот проводим снизу вверх по формулам:

(2.4)

(2.5)

где: a _i — зазор между колонной и стенкой ствола скважины, мм;

д _i — зазор между долотом и внутренней поверхностью обсадной колонны, д_i =5-15 мм;

• диаметр муфты, мм;диаметр обсадной колонны, мм;
• диаметр долота, мм;
• Для обсадных колонн, согласно /4/ диаметром 140-146мм a _i =20мм, для колонн диаметром 168-245мм a_i =25мм, для колонн диаметром 273-299мм a_i =35мм.

Принимая во внимание опыт бурения в данных условиях выбираем эксплуатационную колонну диаметром 146мм, тогда диаметр долото для бурения под эту колонну равен

ммПринимаем долото диаметром 215,9 мм ГОСТ 20692-75.

По формуле (2.5) рассчитаем диаметр кондуктора

ммПо ГОСТ 632-80 принимаем диаметр кондуктора равным 244,5мм.

Диаметр долота для бурения под кондуктор

ммПо ГОСТ 20692-75 /1/ диаметр долота принимаем равным 295,3мм.

Рассчитаем диаметр направления по формуле (2.5)

ммПо ГОСТ 632-80 принимаем диаметр направления равным 323,9мм /5/.

Диаметр долота под направление

ммПо ГОСТ 20692-75 /1/ принимаем долото диаметром 393,7мм.

Полученные результаты сведем в табл. 2.2

Таблица 2.2

Диаметр долот, секций обсадных колонн, их муфт

Название колонны
Направление Кондуктор Эксплуатационная	393,7 295,3 215,9	323,9 244,5 146	351 270

При определении интервалов цементирования определяем глубины спуска обсадных колонн.

Направление спускается на 40м согласно /1/.

Глубина спуска кондуктора определяется с учетом геологических условий разреза скважины и равна 816м.

Эксплуатационная колонна спускается до забоя скважины.

Направление и кондуктор цементируются до устья скважины /4/.

Для избежания загрязнения водоносных горизонтов, межколонных перетоков и с целью экологической безопасности эксплуатационная колонна цементируется до устья /1/.

Конструкцию скважины, т.е. глубины спуска и интервалы их цементирования представим в табл. 2.3.

Таблица 2.3

Конструкция скважины

Название колонны	Диаметр колонны, м	Интервал спуска колонны, м
		по вертикали	по стволу
		от (верх)	до (низ)	от (верх)	до (низ)
Направление Кондуктор Эксплуатационная колонна	323,9 244,5 146,0	0 0 0	04 720 2687	0 0 0	30 816 3122

2.3 Обоснование плотности тампонажного раствора и тампонажных материалов

Выбор вида тампонажного материала производится по наибольшей температуре, возникаемой в интервале крепления в периода цементирования и эксплуатации скважины с учетом агрессивности окружающей среды.

Обоснование плотности тампонажного раствора для цементирования вышележащих интервалов производится из условий недопущения поглощения тампонажного раствора наиболее «слабым» пластом и наиболее полного вытеснения промывочной жидкости из затрубного пространства /4/.

1) Верхняя граница возможных вариаций плотности тампонажного раствора определяется /15/:

(2.6.)

где: Р _погл — давление поглощения, Па;

с _п.ж. — плотность промывочной жидкости, применяемой при вскрытии продуктивных пластов, кг/м³ ;

• L — глубина спуска обсадной колонны, м;

L _n — глубина залегания подошвы наиболее «слабого» пласта, м;

• h — высота подъема тампонажного раствора от башмака колонны, м;

Проверяем условие недопущения поглощения тампонажного раствора на момент окончания цементирования скважины: Р _кп ? Р_погл .

Интервал цементирования 1850-3122 м, с _т.р. = 1830 кг/м³ , 0-3122 м — с_т.р. = 1480 кг/м³ .

Давление в кольцевом пространстве определяем:

Р _кп = Р_с.к.п. + ДР_кп + Р_у.к.г. , МПа, (2.7.)

где: Р _с.к.п , ДР_к.п. , Р_у.к.п. — соответственно давление гидростатическое, гидродинамическое и на устье скважины в кольцевом пространстве, МПа.

Р _с.к.п. = с_т.р.

• д
• h, МПа, (2.8.)

Р _с.к.п. = 1850

• 9,81
• (3122 — 1529) + 1480
• 9,81
• 2780 = 46,5 МПа.

Р _у.к.п. = 0.

Расчет гидродинамического давления производим по известным формулам для вязко-пластичной и вязкой жидкостей.

Определим режим течения жидкости по критическому числу Рейнольдса:

Re = 2100 + 7,3(Не) ^0,58 , (2.9.)

где: Не — число Хедстрема:

, (2.10.)

где: ф ₀ = 6,8 Па — динамическое напряжение сдвига тампонажного раствора;

з = 0,058

с — плотность кольцевого пространства;

d _к — диаметр кольцевого пространства, м:

d _r = k

• Д_д = Д_н , м, (2.11.)

где: к — коэффициент каверзности, принимаем 1,25;

Д _н — наружный диаметр эксплуатационной колонны, м:

d _r = 1,25

• 0,2159 — 0,146 = 0,124.

Определяем число Хедстрема по формуле (2.122.):

• Так как Re > Rе _кр = 2300, то режим течения турбулентный. При турбулентном движении жидкости гидродинамическое давление рассчитываем по формуле Дарси-Вейсбаха:

, (2.13.)

где: л — коэффициент гидравлических сопротивлений, принимаемый л = 0,025;

Q _кр — критическая производительность насосов цементировочных агрегатов:

, м ³ /с, (2.14.)

где: F — площадь поперченного сечения кольцевого пространства, м² :

F=0,785[(1,25

• 0,2159) ² — 0,146² ] = 0,04;

• м/с.Гидродинамическое давление определяется:

МПа.

кг/м ³ . 2) нижняя граница возможных вариаций плотности тампонажного раствора:

где: 200 кг/м ³ — превышение плотности тампонажного раствора над плотностью промывочной жидкости, при котором достигается полнота вытеснения.

кг/м ³ .Плотность тампонажного раствора принимаем в пределах установленных границ, с_т.р. = 1640 кг/м³ .

Проверяем условия недопущения поглощения тампонажного раствора на момент окончания цементирования скважины.

Принимаем во внимание опыт бурения на данной площади, а именно, что интервал продуктивного пласта рекомендуется цементировать тампонажным раствором плотностью с _т.р. = 1830 кг/м³ .

При цементировании обсадной колонны тампонажным раствором с _т.р. = 1830 кг/м³ условие недопущения гидроразрыва «слабого» пласта не выполняется, следовательно, существует необходимость применить в интервале выше продуктивного пласта «облегченный» тампонажный раствор с_т.р. = 1480 кг/м³ .

Р _кп = 46,5 + 1,2 = 47,7 МПа.

Так условия Р _кп < Р_погл выполняется, то поглощения тампонажного раствора не произойдет.

Направления цементируем ПЦТ-ДО-50 с параметрами с _т.р. = 1830 кг/м³ , ф₀ = 6,5 Па, з = 0,058 Па·с по ГОСТ 1581-91 ПЦТ-ДО-50 ГОСТ 1581-91 /6/.

Для цементирования эксплуатационной колонны для интервала 0-2870 м используем портландцемент ПЦТ-Д20-50, в качестве облегчающей добавки применяем 14% глинопрошка, для интервала 2870-3122 м ПЦТ-ДО-100 ГОСТ 1581-91.

В качестве продавочной жидкости используем солевой раствор плотностью с = 1140 кг/м ³ .

2.4 Расчет обсадных колонн на прочность

Целью расчета обсадных колонн на прочность является проектирование равнопрчной колонны по всему интервалу крепления. Расчет производим по максимальным значениям избыточных наружных и внутренних давлений, осевых нагрузок, возникаемых при испытании на герметичность, опробовании по окончании цементирования и эксплуатации скважины.

Расчет производится по методике /17/. Исходные данные для расчета представлены в таблице 2.24.

Таблица 2.4. Исходные данные

Наименование	Значение
Расстояние от устья до башмака колонны, L Расстояние от устья до башмака предыдущей колонны, L 0 , м Расстояние от устья скважины до уровня жидкости в колонне, Н·м: при испытании на герметичность при освоении Расстояние от устья до цементного раствора, h, м Удельный вес, г, н/м: бурового раствора, г р ; цементного раствора, г ц ; жидкости при испытании г ж ; жидкости в колонне, г в при освоении; жидкости в колонне в период ввода скважины в эксплуатацию, г в ; жидкости при окончании эксплуатации, г в ; гидростатического столба воды Глубина залегания проницаемого пласта, S м	3122 720 1000 1500 0 1,150 1,830 1,0 1,0 0,85 0,90 1,10 2607

2.4.1 Построение эпюр внутренних давлений

Определяем внутреннее давление в период ввода в эксплуатацию при закрытом устье (Ру > 0):

Р _{в z} = Р_пл — 10⁶ г_в (L — z) при 0 ? z ? L, (2.15.)

где: Р _пл — пластовое давление на глубине z, МПа; Р_{ПЛ L} = 32 МПа.

z = L = 3122 м; Р_BL = 32 МПа.

z = 0; Р_ву = (32 — 10⁶

• 0,85
• 10⁴ ·3122)) = 5,7 МПа.

Строим эпюру АВ (рис. 2.4.).

Таблица 2.5. Параметры обсадных труб

		Вес оного погонного метра, кН/м	0,744 0,470 0,243 0,265
		Коэффициент запаса прочности	1,6
		Масса секции, м	2,32 33,8 68,77 9,28
		Длина секции, м	40 816 1500 3122
		Толщина стенки, мм	9,5 7,9 7,0 7,7
		Группа прочности	Д Д Д Д
		Интервал установки равнопрочной секции, м	до (низ)	40 816 1500 3122
			от (верх)	0 0 0 31221840
		Тип трубы	НОРМ КБ ГОСТ 632-80 ОТТ МБ ГОСТ 632-80 ОТТ МА ГОСТ 632-80
		Наружный диаметр колонны, м	0,324 0,245 0,146 0,146
		Название колонны	Направление Кондуктор Эксплуатационная колонна

Внутреннее давление по окончании эксплуатации определяется по формуле:

Р _{в z} = 0 при 0 ? z ?Н, (2.16.)

Р _{в z} = Р_пл — 10⁶ г_в (z — H) при Н ? z ? L, (2.16.)

z = 0-1000 м; Р_BZ = 0.

z = L = 3122 м; Р_BL = 10^-6

• 0,95
• 10⁴ ·(3122-1000) = 15,2 МПа.

Строим эпюру СД (рис. 2.4.).

Рисунок 2.2. Эпюра внутренних давлений

2.4.2 Построение эпюр наружных давлений

Определяем наружное давление с учетом давления составного столба тампонажного раствора на момент окончания цементирования:

РHZ = 10 ^-6 г_гц z при 0 ? z ? h, (2.17.)

Р _HZ = 10^-6 г_гц h + 10^-6 г_ц (z — h) при h ? z ? h, (2.18.)

где: h — высота подъема бездобавочного раствора, h = 400 м.

z = 0: Р _ну = 0;

z = h: Р_Hh = 10^-6

• 1,48
• 10⁴

• (3122-400) + 10^-6

• 1,83
• 10⁴

• 400 = 42,0 МПа.

Строится эпюра АВ (рис. 2.5.).

Рисунок 2.3. Эпюра наружных давлений

2.4.3 Расчет эксплуатационной колонны

По методике /17/ для обсадных колонн наклонно-направленных скважин определяем запас прочности n ₁ = 1,2, тогда

(2.19.)

где: n₁ = 1,2 — запас прочности на растяжение;

л = 0,04 —

б ₀ — интенсивность искривления труб:

б ₀ = 573/R

где: R = 380 м — проектный радиус искривления.

Наружное избыточное давление

Длина I секции обсадных труб составит l ₁ = 350 м. Вес секции: Q = 350

• 0,265 = 92,8 кН.

По мере избыточных давлений (рис. 2.6.) определим расчетное давление на уровне верхнего конца I-й секции обсадных труб = 20,4 МПа при L = 1500 м. Этому давлению соответствуют трубы группы прочности «Д» и толщиной стенки д = 7,0 мм, для которых = 22,4 МПа.Определим значение для труб II-й секции для условий двуосного ок от веса I-й секции:

, МПа, (2.20.)

где: Q — осевая растягивающая нагрузка на трубы, кН;

Q _Т — растягивающая нагрузка, при которой напряжение в теле трубы достигает предела текучести, кН.

МПаТак как = 21,8 МПа > ,

то для II секции принимаем трубы для III-й секции колонны:

МПа.Таким образом, трубы

Вес II-й секции:

Q ₂ = 1770

• 0,243 = 687,7 кН.

Вес всей колонны:

Q = 92,8 + 687,7 = 780,5 кН.

При расчете усилия натяжения исходим из условия необходимости сохранить прямолинейные формы колонны при изменении температуры и давления.

Натяжение обсадной колонны определяем по формуле:

, (2.21.)

где: Q _н — усилие натяжения, кН;

Q — вес незацементированной части колонны, кН.

Минимальное значение усилия натяжения для скважин любого значения определяется по наибольшему значению, вычисленному по формулам:

Q _м = Q + бE

• F
• Дt
• 10^-3 + 0.31

• P
• d²

• 10³ — 0.655

• l
• x, кН, (2.22.)

x = (D² г_p — d² г_p )

• 10^-3 , (2.23.)

где: Р = 12,5 МПа — внутреннее устьевое давление;

d = 0,132 м — внутренний диаметр колонны, м² ;

F = 5,59

• 10^-3 — площадь поперечного сечения колонны, м² ;

Е = 2

• 10 ¹¹ — модуль упругости материала труб, Па;

б = 12

• 10

Дt = 29,5 С^о — средняя температура нагрева колонны:

Qн = 12

• 10 ^-6

• 2
• 10¹¹

• 12,5
• 10^-3 + 0,31

• 12,5
• 0,132²

• 10^-3 = 425,7 кН.

Определяем коэффициенты запаса прочности по формуле:

, (2.24.)

где: Р _стр = 706 кН — нагрузка на страгивание для труб 146х7,0 группы прочности «Д»;

n — коэффициент запаса прочности:

коэффициент запаса прочности является достаточным.В таблице 2.25. приведены результаты расчета и параметры обсадных труб.

2.5 Оборудование устья (способы подвески колонн, устья, противовыбросового оборудования, фонтанной арматуры)

На кондуктор, при бурении ниже которого возможны нефтепроявления, а также на эксплуатационную колонну при проведении в ней работ со вскрытым продуктивным пластом, устанавливается противовыбросовое оборудование, а обсадные колонны обвязываются между собой колонной головкой.

При вскрытии нефтяного пласта устье должно оборудоваться двумя превенторами, один из которых универсальный.

Определим рабочее давление противовыбросового оборудования, которое может возникнуть на устье в случае закрытия превентора при нефтепроявлении:

, (2.25.)

где: с_н = 863 кг/м³ — плотность нефти;

в _с = 0,95 — коэффициент оптимальности;

Т _с = 324 К — температура пласта.

Р _у = 33,2 МПа.

На кондуктор устанавливаем универсальный превентор ПК 230х35 с рабочим давлением 35 МПа.

В таблице 2.27. представим оборудование устья скважины.

2.6 Оборудование низа обсадных колонн

Элементы оснастки низа обсадных колонн представляют собой комплект устройств, применяемых для успешного спуска колонн в скважину и качественного цементирования скважины, качественного разобщения пластов и последующей эксплуатации.

С целью проходимости по стволу скважины и защиты от повреждений при спуске низ обсадных колонн оборудуется башмаком с направляющей насадкой. В промежуточных колоннах при последующем углублении скважины башмак разбуривается.

Для получения сигнала об окончательном продавливании тампонажного раствора при цементировании в муфте обсадной колонны на расстоянии 10-30 м от башмака устанавливается упорное кольцо «СТОП».

Для обеспечения концентричного размещения обсадной колонны в скважине с целью равномерного заполнения кольцевого пространства тампонажным раствором необходимо применять центраторы. Центраторы согласно /4/ на эксплуатационную колонну необходимо устанавливать в интервалах всех продуктивных пластов.

В интервале одного продуктивного пласта необходимо устанавливать четыре центратора (два выше и два ниже).

Расстояние между центраторами должно быть не более 10 метров. Если мощность пласта больше 10 метров, то в интервале его залегания через 10 метров устанавливают дополнительные центраторы.

Для предотвращения перетока бурового раствора или тампонажного раствора из заколонного пространства в обсадную колонну применяют обратный клапан.

В таблице 2.28. приведена технологическая оснастка обсадных колонн.

Таблица 2.28., Технологическая оснастка обсадных колонн

Название колонны	Номер части колонн в порядке спуска	Элементы технологической оснастки	Суммарное количество на скважину, шт.
		Наименование, шифр, типоразмер	ГОСТ, ОСТ, ТУ, РТУ, МУ на изготовление	Интервал установки, м	Кол-во элементов на интервал, шт.
				от (верх)	до (низ)
1. Направление	1	Башмак БК-324	ОСТ 39-01-011-87	0	40	1	1
2. Кондуктор	1	Башмак БК-245	ОСТ 39-01-011-84	0	720	1	1
	2	Центратор ЦЦ 245-295-320-1	ТУ 39-1442-89	0	720	3	3
	3	Обратный клапан ЦКОД 245-2	ТУ 39-1219-87	0	720	1	1
3. Эксплуатационная колонна	1	Башмак БК-146	ОСТ 39-01-011-87	0	1840	1	1
	2	Обратный клапан ЦКОД 146-1	ТУ 39-01-1219-87	0	1840	1	1
	3	Центратор ЦЦ 146-191-216-2	ТУ 39-1200-87	0	1840	25	25
	4	Продавочная пробка ПВЦ 140-168	ТУ 41-12-1364-87	0	1840	1	1

2.7 Спуск обсадных колонн

На данном месторождении считается целесообразным использовать спуск обсадной колонны в один прием.

При спуске обсадной колонны с обратным клапаном необходимо следить за характером вытеснения промывочной жидкости из скважины и своевременно доливать через 300-500 метров, спущенных труб. Чтобы исключить необходимость долива уменьшить величину возникающего гидродинамического давления и ускорить спуск обсадной колонны рекомендуется применять обратный клапан дифференциального типа.

Скорость спуска обсадной колонны должна быть не более 1 м/с, а также после прохождения Покурской свиты ниже 1700 метров — не более 0,4 м/с.

При спуске обсадной колонны рекомендуется проводить промежуточные промывки через каждые 500-800 метров спускаемых труб, во избежание ряда осложнений.

Таблица 2.9. Режим спуска обсадных труб

Название колонны	Тип, шифр инструмента для спуска	Смазка	Интервал глубины с одинаковой допустимой скоростью спуска, м
		шифр, название	ГОСТ, ОСТ, ТУ на изготовление	от (верх)	до (низ)
Направление Кондуктор Эксплуатационная колонна	КМ 324-320 КМ 245-320 КМ 146-170	Р-402 Р-402 Р-402 фум	ТУ 38-101708-18 ТУ 38-101708-18 ТУ 38-101708-18	0 0 0 1070	40 720 1070 3122

Допустимая скорость спуска, м/с	Допустимая глубина спуска труб на клиньях, м	Промежуточные промывки
		глубина, м	продолжительность, мин.	расход, л/с
1 1 1 0,4	40 720 1070 1840	— — — —	— 200-300 через 500-800	— 32 32

2.7.1 Подготовка ствола скважины

Основное требование к подготовке ствола скважины перед креплением обсадными колоннами — обеспечить успешный спуск их до намеченных глубин и качественное цементирование.

К спуску обсадных колонн ствол скважины подготавливается в следующем порядке:

1) в процессе последнего рейса перед электрометрическими работами буровой раствор обрабатывается химическими реагентами с добавкой нефти в качестве смазки с целью уменьшения вероятности прихвата;

2) проводится комплекс геофизических работ. Одновременно замерив длину каротажного кабеля и бурильных труб в процессе последнего спуска уточняется глубина забоя.

3) если ствол скважины не имеет осложнения и находится в нормальном состоянии, то перед спуском обсадной колонны проводится его контрольное шаблонирование с применением жесткой КНБК: долото, расширитель, УБТ длиной 8-12 м, бурильные трубы. В местах посадок бурильного инструмента ствол скважины прорабатывается. Скорость проработки не должна превышать 20-25 м/ч при равномерной подаче инструмента.

4) после промывки ствола скважины в течение двух циклов бурильный инструмент поднимают для спуска обсадных колонн.

2.7.2 Подготовка обсадных труб к спуску

На трубной базе в процессе каждая труба подвергается тщательному осмотру наружной поверхности с целью выявления дефектов, трещин, испорченной резьбы и кривизны более 1,3 мм на 1 метр.

Резьбы на концах и муфтах промывают и калибруют резьбовыми и гладкими калибрами (кольцами, пробками).

Величину натяга проверяют в соответствии с требованиями ГОСТ 632-80.

Обсадные трубы до спуска в скважину подвергают опрессовке водой.

Перед подачей на буровую, а также перед спуском в скважину все трубы шаблонируются жесткими двойными шаблонами. Для труб диаметром до 219 мм используют шаблон длиной 150 мм и диаметром на 3 мм меньше внутреннего диаметра обсадной колонны. Для обсадных труб диаметром 245 мм и более применяют шаблон длиной 300 мм и диаметром на 4 мм меньше внутреннего диаметра.

На буровой обсадные трубы укладываются на мостки по группам прочности и толщинам стенок в последовательности, предусмотренной режимом спуска колонны.

2.7.3 Подготовка бурового оборудования

Перед спуском обсадных колонн проверяют техническое состояние буровой установки, при этом особое внимание обращают на:

1) отсутствие промыва и посадок в грунте под опорами;

2) наличие свободного доступа к устью скважины;

3) надежность свободного доступа к устью скважины;

4) исправность тормоза лебедки, состояние тормозных колодок;

5) состояние подшипников и канавок в шкивах кронблока и талевого блока;

6) элеватора, клиновый захват, машинные и механические ключи должны соответствовать размеру обсадных труб и не иметь дефектов.

Для спуска обсадных колонн необходимо следующее оборудование и инструменты:

1) для спуска направления: элеваторы КМ 324-320, пневматические клинья ротора ПКР III-8 с комплектом клиньев для работы с трубами диаметром 324 мм, пневмораскрепитель свечей ПРС-2, ключи машинные подвесные для обсадных труб, вспомогательная лебедка;

2) для спуска кондуктора: аналогичное оборудование и инструмент, но для работы с обсадными трубами диаметром 245 мм;

3) для спуска эксплуатационной колонны: аналогичное оборудование и инструмент, но для работы с обсадными трубами диаметром 146 мм, плюс автоматический стационарный ключ АКБ-3М2.

2.8 Обоснование способа цементирования обсадных колонн

Для данной проектируемой скважины имеем возможность спуска обсадных колонн в один прием, а также отсутствуют зоны поглощений и резкоразличающихся температур, нет опасности газопроявлений и перетоков флюидов в период загустевания и схватывания тампонажного раствора, то целесообразно применять прямой одноступенчатый способ цементирования без разрыва во времени.

2.9 Расчет цементирования обсадных колонн и потребного количества цементирующих смесей

2.9.1 Определение объема тампонажного раствора

Объем тампонажного раствора определяется объемом кольцевого пространства в интервале цементирования.

Так как скважина цементируется тампонажными растворами различной плотности, то условно разделим их на «бездобавочный» и «облегченный».

Объем «бездобавочного» тампонажного раствора определяется:

, м ³ , (2.26.)

Объем «облегченного» тампонажного раствора определяется:

, м ³ , (2.27.)

где: L _б — высота подъема «бездобавочного» тампонажного раствора от башмака колонны, м;

• к = 1,03 — коэффициент каверзности;

Д _д = 0,2159 м- диаметр долота;

d _н = 0,146 м- наружный диаметр обсадных труб;

• Н = 3122 м — высота подъема тампонажного раствора от башмака колонны.

Потребное количество тампонажного материала для приготовления единицы объема «бездобавочного» раствора:

, кг/м ³ , (2.28.)

где: с _б = 1830 кг/м³ — плотность тампонажного раствора, кг/м³ ;

• = 0,5 — водотвердое отношение.

, кг/м ³ , (2.29.)

где: a _i — массовая доля i-го компонента твердого вещества;

с _i — плотность i-го компонента, кг/м³ ;

с _ж = 1000 кг/м³ — плотность жидкого затворения.

Общая масса тампонажного материала для приготовления тампонажных растворов:

М _тм = к_т

• g_i

• V_{i .т.р.} , (2.30.)

где: к _т — 1,03-1,06 — коэффициент, учитывающий потери цемента при транспортировке и затворении.

V _б = 0,785([1,05

• 0,2159)² — 0,146]²

• 400 + 0,125²

• 10) = 11,5 м³ ;

V _о = 0,785 [(1,05

• 0,2159)² — 0,146]² (3180 — 400) = 68,2 м³ ;

g _б = 1830-1 + 0,5 = 1220 кг;

g _о = кг.М_ТМб = 1,03

• 1220
• 11,5 = 14450 кг;

М _ТМо = 1,03

• 727
• 68,2 = 51070 кг,

тогда, общая масса М _об = 65520 кг.

Необходимый объем продавочной жидкости определяется по формуле:

, м ³ , (2.31.)

где: Д = 1,02-1,04 — коэффициент сжимаемости продавочной жидкости;

V _м = 0,5 м³ — объем трубопроводов, связывающих цементировочный агрегат с цементировочной головкой.

V _пр.ж. = 1,03

• (0,785
• 0,125²

• 3180 + 0,5) = 40,7 м³ .

Необходимый объем буферной жидкости определяется по формуле:

, м ³ , (2.32.)

где: l _б = 200-300 м — высота столба буферной жидкости /1/.

м ³ .Аналогично проводим расчеты для цементирования направления и кондуктора.

Полученные результаты расчетов сведем в таблицу 2.30.

Таблица 2.10.

Потребное количество материалов и цементировочной техники

Название или шифр материала	ГОСТ, ОСТ, ТУ	Ед. изм.	Потребное кол-во на колонну
			Название колонны	Суммарное на скважину
			направление	кондуктор	эксплуатационная
цемент типа G	импортный	т	—	—	29,60	29,60
Тампонажный портландцемент ПЦТМ	ГОСТ 1581-85	т	6,21	28,95	37,85	73,01
Бентонитовый глинопорошок CACL2	ОСТ 39-202-86 ГОСТ450-77	т	— 0,0781	— 0,626	5,29 —	5,29 0,705
Техническая вода		м 3	3,12	27,47	86	115,63
Сульфонол НП-А для буферной жидкости	ТУ 84-509-81	т	—	0,0515	0,098	0,15
FL-25	импортный	т	—	—	0,056	0,056
Буровые растворы		м3	2,98	33,58	67,42	103,94
ЦА-320 (9-Т) СМН-20 СКЦ БМ-700		шт шт шт ком	2 1 — 0	6 4 1 1	6 3 1 1	14 8 2 2

2.9.2 Обоснование числа смесительных машин и цементировочных агрегатов при закачивании и продавливании тампонажных растворов

Число смесительных машин определяется по формуле:

, шт., (2.33.)

где: М _ТМ — общая масса тампонажного материала;

М _ТМ = 65520 кг;

• V — насыпная масса сухой тампонажной смеси;

V _бун = 14,5 м³ — емкость бункера смесительной машины СМН-20.

Для облегченного тампонажного раствора:

шт.

Принимаем число смесительных машин для приготовления «облегченного» тампонажного раствора = 2 шт.

Для «бездобавочного» тампонажного раствора:

шт.

Принимаем число смесительных машин СМН-20 для приготовления «бездобавочного» раствора = 1 шт.

Тогда общее число смесительных машин = 3 шт.

Число цементировочных агрегатов определяется по формуле:

, шт., (2.34.)

где: g _ц.а. — максимальная производительность цементировочных агрегатов, м³ /с;

Q _ц.а. — суммарная производительность цементировочных агрегатов, м³ /с:

Q _ц.а. = g_см

• n_см , (2.35.)

где: g _см — производительность смесительной машины;

g _см = 0,020 м³ /с.

Принимаем цементировочный агрегат ЦА-320М с диаметром втулок насоса 115 мм и максимальной производительностью g _ц.а. = 0,0107 м³ /с.

При закачивании «бездобавочного» тампонажного раствора количество цементировочных агрегатов:

м ³ /с; шт.

При закачивании «облегченного» тампонажного раствора:

м ³ /с; шт.

Для предупреждения осложнений и обоснования режима закачивания и продавливания тампонажного раствора строятся зависимости:

Р _ц.г. = f(Q_i , V_{ж. i .} ), (2.36.)

Р _кп = f(Q_i , V_{ж. i .} ), (2.37.)

где: Р _ц.г. — давление на цементировочной головке, МПа;

Р _кп — давление в кольцевом пространстве в интервале продуктивного пласта, МПа;

Q _i — производительность цементировочных агрегатов, м³ /с;

V _{ж. i .} — объем закачиваемой жидкости, м³ .

Р _цг = Р_кпс — Р_гст + ДР_т + ДР_кг , МПа, (2.38.)

Р _кпз = Р_кпс + ДР_кп , МПа, (2.39.)

где: Р _кпс и Р_гст — гидродинамическое давление составных столбов жидкости в кольцевом пространстве и трубах;

ДР _т и ДР_кп — гидродинамическое давление, обусловленное движением жидкости в трубах и кольцевом пространстве.

Построение зависимостей проводится следующим образом: задается несколькими значениями объема закачиваемых тампонажных и продавочных жидкостей в скважину:

V ₁ = 0,

V ₂ = V_буф ,

V ₃ = V_буф + V_о ,

V ₄ = V_буф + V_о + V_б ,

V ₅ = V_буф + V_о + V_б + 1/2V_пр.ж. ,

V ₆ = V_буф + V_о + V_б + 2/3V_пр.ж. ,

V ₇ = V_буф + V_о + V_б + (V_пр.ж. — 1,5 м³ ),

V ₈ = V_буф + V_о + V_б + V_пр.ж. ,

где: V _буф = 7 м³ — объем буферной жидкости;

V _о = 68,2 м³ — объем «облегченного» тампонажного раствора;

V _б = 11,5 м³ — объем «бездобавочного» тампонажного раствора;

V _пр.ж. = 40,7 м³ — объем продавочной жидкости.

V ₀ = 0,

V ₂ = 7 м³ ,

V ₃ = 72 м³ ,

V ₄ = 82,5 м³ ,

V ₅ = 105 м³ ,

V ₆ = 112,5 м³ ,

V ₇ = 126 м³ ,

V ₈ = 127,5 м³ .

Согласно /18/ имеем следующие характеристики цементировочного агрегата ЦА-320М (табл. 2.31.).

Таблица 2.1. 1.

Подача и давление, развиваемые цементировочных агрегатом ЦА-320М

Скорость	Диаметр втулки 115 мм
	подача, Q, м 3 /с	давление, Р, МПа
I II III IV	0,0017 0,0032 0,0060 0,0107	32 26 14 8

Распределение жидкостей на каждый момент закачиваемых объемов представим в таблице 2.32.

Таблица 2.12.

Распределение объемов жидкостей в колонне и в кольцевом пространстве при цементировании эксплуатационной колонне

Высота столба жидкости, м
Закачиваемые значения, V i	Распределение V i в колонне	Распределение V i в кольцевом пространстве
	промывочная жидкость	буферная жидкость	облегченный раствор	бездобавочный раствор	продавочная жидкость	промывочная жидкость	буферная жидкость	облегченный раствор	бездобавочный раствор	продавочная жидкость
V 1 V 2 V 3 V 4 V 5 V 6 V 7 V 8	1840 1500