Заканчивание скважин. 1. геология 5 1Геология района 5

• Название: 1. геология 5 1Геология района 5
• Анкор: Заканчивание скважин
• Дата: 12.12.2020
• Размер: 0.95 Mb.
• Имя файла: Kursach_Zakanchivanie_Slyusarenko_S_V.docx
• Тип: Литература; #159896
• страница: 5 из 8

Расчет цементирования эксплуатационной колонны Æ114мм

Произведем расчет одноступенчатого цементирования обсадной (эксплуатационной) колонны 114 мм, спущенной на глубину Н=5351 м, при следующих условиях: диаметр долота D_д=139,7 мм; наружный диаметр обсадных труб d₁=114 мм; внутренний диаметр обсадных труб d₂=100 мм; высота подъема цементного стакана Н_ц=20 м; плотность глинистого раствора γ_р=2200 кг/м³; плотность цементного раствора γ_ц=1360 кг/м³; кольцо «стоп» установлено на высоте h=20 м от башмака.

Объем цементного раствора, подлежащего закачке в скважину.

В нашем случае k₁=1,5.

V_цр = 0,785[1,5(0,1397² – 0,114²)5351 + 0,1²20] = 41,24 м³.

Количество сухого цемента для приготовления цементного раствора.

В нашем случае m=0,5;

G_ц = (1/(1+0,5))41,245351= 147,1 т.

Количество сухого цемента с учетом потерь при затворении цементного раствора.

Для нашего примера k₂=1,01, тогда

= 1,01147,1 = 148,6т.

Необходимое количество воды для приготовления цементного раствора 50% консистенции.

V_в =0,5148,6 = 74,3 м³.

Потребное количество продавочного раствора.

Для нашего примера ∆=1,04;

V_пр = 1,04(3,140,1²/4)(5351 – 20) = 44 м³.

Давление, развиваемое насосом в последний момент закачки глинистого раствора: р_тах=р₁+р₂

Давление р₁, необходимое для преодоления сопротивления, обусловленного разностями плотностей жидкости в трубах и затрубном пространстве:



Давление р₂ , необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений:



р_тах = 45+13,4=58,4 МПа.

2. Выбор схемы расстановки и обвязки цементировочного оборудования

Для цементирования эксплуатационной колонны 114 мм выбираем цементировочный агрегат типа ЦА-320М с установленными в его насосе цилиндровыми втулками диаметром 100 мм.

Производительность агрегата на III скорости Q^III_100мм= 5.2 л/с = 0,312 м³/мин.

n = [(0,7851,1(0,1397² – 0,114²)2) / (0,312/60)] + 1 = 4 агрегатов

. Число цементосмесительных машин п_с, шт., исходя из условий обеспечения цементным раствором всех работающих агрегатов:

=4*0,312/0,6=3 машины

Число смесительных машин из условия размещения необходимого количества сухого цемента в бункерах:

=59/20=2,95-3 машины
Окончательно принимаем: при цементировании колонны 114 мм применяем 6 агрегатов ЦА-320М и 3 цементосмесительные машины 2СМН-20.

t=

t=

t_з=t_ц/0.75=87,6/0,75=116,8 мин

Таблица 3. Техническая характеристика водоподающего насоса 1В

Наименование параметра	Первая скорость		Вторая скорость
1	2	3	4	5
Частота вращения вала двигателя, об/мин	1500	1700	1500	1700
Частота вращения вала насоса, об/мин	60,5	68,5	125	140
Подача, л/с	5,6	6,4	11,6	13,0
Давление, кгс/см2	15	15	15	15
Необходимая мощность, л.с.	14	16	29	33

Таблица 4. Подача агрегата ЦА-320М

Частота вращения коленчатого вала дизель-мотора, об/мин	Передача КПП	Давление, МПа, при диаметре втулки, мм						Подача, л3/с, при диаметре втулки, мм
		100	115	127			100			115	127
Максимальная подача
1700	II III IV V	30,5 15,9 10,26 6,9	22,5 11,7 7,6 5,0		18,5 9,5 6,1 4,0	3,0 5,8 9,0 13,5			4,1 7,9 12,2 18,3			5,1 9,8 15,1 23,0
Максимальное давление
1600	II III IV V	32 18 11,7 7,8	23 13,4 8,7 5,8		18,5 10,7 7,0 4,7	2,9 5,2 7,9 11,9			4,0 7,0 10,7 16,1			4,9 8,7 13,3 20,0

3. 
   Чертежи КНБК и оснастки обсадной колонны
   

3.1. Оснастка обсадной колонны

К технологической оснастке обсадных колонн относят набор устройств, которыми оснащают колонну для обеспечения ее спуска и качественного цементирования в соответствии с принятым методом.

Каждый элемент технологической оснастки выполняет свои функции и подвергается различным нагрузкам как в процессе спуска обсадной колонны, так и при ее цементировании. Низ колонны оборудуется башмаком с направляющей пробкой. Башмак представляет собой толстостенный патрубок длиной 0,5-0,8 м и предназначен для предотвращения смятия низа колонны при случайных ее посадках на уступы, каверны и забой скважины. Направляющая пробка крепится к низу башмака и предназначена для направления колонны при ее спуске по стволу скважины (рис. 3.1.1.).


Рис 3.1.1. Башмак с направляющей пробкой: а - тип БК с бетонной пробкой; б - тип БП с чугунной пробкой; 1 - корпус; 2 - заглушка; 3 - направляющая пробка

Этому способствует ее закругленная или заостренная форма. Изготавливают направляющие пробки из легкоразбуриваемого материала - чугуна или бетона. В пробке имеется центральное отверстие для выхода бурового и цементного растворов.

Над башмаком, в первом или втором стыке обсадных труб устанавливают один или два обратных клапана, которые предназначены для предотвращения поступления цементного раствора в обсадную колонну из затрубного пространства.

По конструкции обратные клапаны бывают тарельчатые, шаровые и дифференциальные (дроссельные) типа ЦКОД. При обратном способе цементирования используют управляемые тарельчатые обратные клапаны.

Обратный клапан ЦКОД (рис.3.1.2.) спускается в составе компоновки обсадной колонны без запорного элемента (шара) для обеспечения самозаполнения колонны буровым раствором. После спуска колонны в нее сбрасывается шар, который продавливается в обратный клапан через разрезные шайбы и резиновый уплотнительный элемент.

Диаметр дросселя рассчитывается, исходя из условия предотвращения гидроразрыва пластов при спуске обсадной колонны. Обратный клапан ЦКОД выполняет роль кольца «стоп», так как на него садятся разделительные пробки в процессе цементирования колонны.



Рис. 3.1.2. Обратные клапаны ЦКОД-1 (а):

1 - корпус; 2 - нажимная гайка; 3 - набор разрезных шайб; 4 - резиновый уплотнитель; 5 - опорное кольцо; 6 - шар; 7 - ограничительное кольцо;

8 - резиновая мембрана; 9 - дроссель; 10 - чугунная втулка; 11 - бетонная или пластмассовая подвеска

При использовании обратных клапанов другого типа (тарельчатые, шаровые) для остановки разделительных пробок выше него устанавливают упорное кольцо «стоп», которое представляет из себя чугунную толстостенную шайбу с уменьшенным проходным отверстием. Иногда при опасности закупоривания отверстия направляющей пробки (осыпи, обвалы, загрязнение забоя) в состав компоновки низа обсадной колонны над башмаком устанавливают башмачный патрубок с боковыми отверстиями для выхода бурового и цементного растворов в за- трубное пространство.

На наружную поверхность обсадной колонны устанавливают центрирующие фонари и турбулизаторы. В настоящее время применяют два типа центраторов - сварные и разъемные (пружинные). Схема пружинного центратора приведена на рис. 3.1.3.

Рис. 3.1.3. Центратор пружинный: 1- проушина; 2- шпилька; 3- спиральный клин; 4- ограничительное кольцо; 5- пружинные планки; 6 – паз сегманта

При малых кольцевых зазорах (до 12-15 мм) применяют сварные, а при больших величинах кольцевого зазора - разъемные.

Центраторы устанавливаются в интервалах цементирования и у устья для удобства обвязки. На практике центраторы устанавливают через 10 м в интервалах продуктивных пластов и мест искривлений ствола скважины, в остальных интервалах цементирования - через 50 м.

Турбулизаторы предназначены для завихрения восходящего потока це­ментного раствора с целью лучшего замещения бурового раствора цемент­ным, особенно в зонах каверн.

Конструкция турбулизатора приведена на рис. 3.1.4.. Учитывая, что цен­трирующие элементы также обладают турбулизирующим действием, турбулизаторы устанавливают чаще всего только в интервалах продуктивных пластов и в зонах каверн. Для предо­хранения лопастей турбулизатора от повреждения его устанавливают в ком­плекте с центратором (выше) на расстоянии 1,0-1,5 м. На одной обсадной трубе не устанавливают более двух турбулизаторов.



Рис. 3.1.4. Турбулизатор ЦТ; 1- корпус;2- лопасти; 3- спиральный клин;

Скребки устанавливают на обсадной колонне с целью удаления глинистой корки со стенок скважины в интервалах залегания проницаемых пластов. По конструкции скребки бывают проволочными и канатными (рис.3.1.5.).



Рис. 3.1.5. Скребок разъемный СК: 1-Рабочие элементы 2- корпус

Удаление глинистых корок скребками осуществляется при промывке скважины и цементировании с расхаживанием. Поэтому расстояние между скребками не должно превышать высоту расхаживания обсадной колонны.

Обычно скребки устанавливают в интервалах продуктивных пластов на расстоянии 3 м друг от друга.

Элементы наружной оснастки закрепляются на колонне специальными стопорными кольцами. Пружинные центрирующие фонари иногда закрепляются на муфтах.

Кроме перечисленных обязательных элементов технологической оснастки в компоновку обсадной колонны в зависимости от выбранного способа спуска колонны и ее цементирования могут включаться разъединители, подвесные устройства, манжеты, муфты ступенчатого цементирования, отсе­кали пластов и другие элементы.

2. 
   Разновидности компоновок низа бурильной колонны
   

По назначению КНБК делят на 2 группы:

1. 
   Компоновки, предназначенные для управления зенитным углом и азимутом ствола наклонной скважины. Эту группу составляют ориентируемые отклоняющие приспособления (ОТС, турбобур с кривым переводником, компоновки, включающие турбобур с эксцентричным ниппелем, турбинные отклонители типа ТО и шпиндель-отклонители (ШО)).
   
2. 
   Компоновки для управления только зенитным углом. К этой группе относятся неориентируемые отклоняющие (стабилизирующие) компоновки (ОТШ, компоновки с центраторами или стабилизаторами, калибраторами).
   

Виды ориентируемых компоновок бурильной колонны

Ориентируемые компоновки используются для бурения участка набора зенитного угла и для исправления параметров кривизны, если фактический профиль скважины значительно отличается от проектного.

Механизмы искривления:

• 
  кривой переводник,
  
• 
  турбинный отклонитель (ТО),
  
• 
  отклоняющие системы на базе ВЗД,
  
• 
  электробуры с механизмами искривления,
  
• 
  системы с накладками (отклоняющие),
  
• 
  системы с шарнирными элементами,
  
• 
  в роторном бурении: отклоняющие клинья в сочетании с шарнирными отклонителями.
  

В турбинном бурении отклоняющая (ориентируемая) компоновка включает в себя: долото, турбинный отклонитель, магнитный переводник, бурильную трубу из немагнитного материала, УБТ и обычные бурильные трубы (БТ).

Чем больше угол перекоса кривого переводника, тем меньше длина нижнего плеча, тем больше интенсивность искривления ствола.

Ориентируемые КНБК для наклонно-направленных скважин

Ориентируемые КНБК должны включать хотя бы один искривленный элемент. Базируются на возможности использовать кривой переводник. ВЗД состоит из шпиндельной секции и винтовой пары.

ИЭ можно расположить:

1. 
   между шпиндельной секцией и винтовой парой. Система серьезно изогнется. Величина угла перекоса от 0,5 до 1,75. Этот ИЭ максимально приближен к режущей кромке долота.
   
2. 
   Искривленный элемент (ИЭ) расположен за винтовой парой. Наблюдаем, что система прижимается режущей кромкой долота к верхней стенке скважины. Чем больше угол перекоса, тем сильнее прижимается. Угол перекоса составляет от 2 до 3,5-4.
   Чем дальше находится ИЭ, тем меньше эффективность (поэтому угол перекоса во втором случае больше, надо как-то компенсировать потерю эффективности из-за отдаленности ИЭ).
   Мы создаем как можно больший угол перекоса во втором случае, чтобы добиться того же эффекта, что и в первом. Но при этом происходит износ вала, подшипниковых элементов, все быстрее выходит из строя.
   Следовательно, снижается интенсивность набора зенитного угла.
   
3. 
   система с двумя искривленными элементами. Это более напряженный режим, но и более высокая интенсивность набора параметров. Особенность: оба искривленных элемента должны находиться в одной абсидиальной плоскости.
   
4. 
   система с двумя искривленными элементами и двумя перекосами в разных направлениях (применяется на последних участках донабора, набора зенитного угла). В режиме скольжения мы получаем либо увеличение, либо уменьшение зенитного угла. По краям системы установлены опорные элементы, чтобы сильно не било по стенкам скважины.
   Однако, биение все равно будет. Это приведет к увеличение диаметра ствола скважины на 20%.
   Бурение происходит в режиме скольжении, без вращения БИ, вращается только долото.
   Если происходит вращение БИ, то угол перекоса «убивается», то есть идет участок стабилизации.
   

Ориентируемые КНБК для горизонтальных скважин

В ориентируемых КНБК для горизонтальных скважин используется шарнирный элемент.

Применяется ориентируемая КНБК с шарнирным для строительства горизонтальных скважин по среднему и малому радиусу.

Шарнирный элемент обеспечивает более сильное искривление и более интенсивную степень набора зенитного угла. Шарнирный элемент имеет изгиб 4-5 градусов.

Шарнирный элемент имеет одну степень свободы, что позволяет двигателю работать в одной абсидиальной плоскости. Плоскость проходит через шарнирный элемент и искривленный переводник.

Иногда можно использовать два шарнирных элемента – отклонителя с одной степенью свободы. Излом составляет в этом случае 4,5-5 градусов. В целом систему можно изломать до 10 градусов. Но в случае прихвата система в этом узле порвется.

Если в КНБК входят несколько опорных элементов, то можно использовать шарнирный элемент с двумя степенями свободы. Однако, чем меньше ОЭ, тем легче спускать инструмент и бурить скважину. Так как, каждый опорный элемент касается стенок скважины, внедряется лопастями в породу, перемещение системы затрудняется, меняется гидродинамическая картина.

Если в КНБК есть только калибратор, то шарнирный элемент с двумя степенями свободы позволяет спустить бурильную колонну в резко искривленную скважину.

КНБК работает устойчиво в пространстве, когда зенитный угол достигает 85-90 градусов.

Неориентируемые КНБК для наклонно-направленного и горизонтального бурения

Неориентируемые КНБК – это компоновки для управления только зенитным углом; на базе турбобуров и ВЗД. Предназначены для бурения вертикального участка ствола скважины. Эти компоновки должны обеспечить строгую вертикальность ствола скважины во избежание пересечения стволов соседних скважин в кусте.

К ним относятся: ОТШ, компоновки с центраторами или стабилизаторами, калибраторами.

В формировании наклонного ствола существенную роль играет низ бурильной колонны.

Бурильная колонна, расположенная в наклонном стволе, принимает такое устойчивое положение равновесия, при котором на некотором расстоянии от долота имеется сечение, за которым забойный двигатель или трубы лежат на стенке скважины.

Неориентируемая КНБК может быть многоцентраторной или маятниковой.

Многоцентраторная КНБК: долото – калибратор – УБТ – ОЭ – УБТ – ОЭ (или его может не быть). На определенном расстоянии устанавливается опорный элемент, который позволяет достичь определенного технологического решения.

Когда ОЭ максимально прижимается к режущей кромке долота, то система набирает зенитный угол. Если ОЭ расположен далеко, то система сбрасывает зенитный угол.

Маятниковая КНБК: наиболее простой является компоновка при роторном бурении, состоящая из долота и УБТ различных диаметров, не включающая центрирующий элемент. Если такая компоновка не обеспечивает минимального искривления, то ставят один или два центрирующих элемента.

При турбинном бурении первым утяжелителем выступает турбобур. В этом случае компоновка включает дополнительный участок УБТ, расположенный над турбобуром.

На искривление стволов наклонных скважин при бурении неориентируемыми компоновками влияет совокупность технических, технологических и геологических факторов.

К техническим факторам относятся

• 
  параметры компоновки низа бурильной колонны;
  
• 
  типоразмер долота;
  
• 
  типоразмеры турбобура и утяжеленных (обычных) бурильных труб, входящих в компоновку низа;
  
• 
  тип и геометрические параметры отклоняющих или стабилизирующих приспособлений.
  

Технологическими факторами являются параметры режима бурения, плотность промывочной жидкости.

Технические и технологические факторы поддаются активному воздействию в отличие от геологических факторов, влияние которых может лишь учитываться при расчетах.

К геологическим факторам относятся элементы залегания проходимых пластов, анизотропия их по буримости и перемежаемость пород различной твёрдости.

Кроме вышеуказанных факторов, на процесс последующего искривления существенное влияние оказывает кривизна ствола на участке расположения компоновки низа бурильной колонны.