Заканчивание скважин - StudentLib.com. 1. Общая и геологическая часть 1 Общая и географическая характеристика района работ

• Название: 1. Общая и геологическая часть 1 Общая и географическая характеристика района работ
• Дата: 17.09.2022
• Размер: 1.56 Mb.
• Имя файла: Заканчивание скважин - StudentLib.com.rtf
• Тип: Документы; #681563
• страница: 3 из 5

4.4 Технологическая оснастка обсадной колонны
Элементы оснастки обсадных колонн представляют собой комплекс устройств, применяемый для успешного спуска обсадных колонн и качественного цементирования скважин, надежного разобщения пластов и последующей нормальной эксплуатации скважин.

Низ эксплуатационной колонны оборудуется башмаком типа БКМ-146 ОТТМ и обратным клапаном типа ЦКОД-146-ОТТМ.

Башмак с направляющей насадкой предназначен для оборудования нижней части обсадной колонны в целях повышения ее проходимости по стволу скважины и предупреждения повреждения нижней трубы при посадках. Башмаки присоединяют к нижней части обсадной колонны на резьбе или сварке.

Обратный клапан предназначен для предотвращения перетока бурового или тампонажного раствора из заколонного пространства в обсадную колонну в процессе крепления скважины. Его монтируют в башмаке обсадной колонны или на 10-20 м выше него.

Центраторы применяют для центрирования обсадной колонны в стволе скважины в целях равномерного заполнения кольцевого пространства тампонажным раствором и качественного разобщения пластов. Кроме того, они облегчают процесс спуска обсадной колонны, уменьшая силу трения между обсадными трубами и стенками скважины, увеличивают степень вытеснения бурового раствора тампонажным вследствие образования локальных завихрений восходящего потока раствора в зонах центраторов. При креплении наклонно направленных скважин применение центраторов обязательно. Центраторы устанавливаются на обсадной трубе и фиксируются на ней при помощи специального кольца закрепленного на теле трубы.

Выбираем цементировочную головку ГУЦ-140/146 с наибольшем рабочим давлением 40 МПа.

Разделительные цементировочные пробки ПП -146 используют для разобщения тампонажного и бурового растворов, а также продавочной жидкости при цементировании обсадных колонн. Кроме того, их применяют для получения сигнала об окончании процесса продавливания тампонажного раствора.

Муфта цементировочная гидравлическая типа МЦГ устанавливается в составе труб обсадной колонны и предназначена для ступенчатого или манжетного цементирования скважин (совместно с заколонным пакером). Отличительными особенностями конструкции МЦГ являются малая толщина ее стенок без ущерба для прочности, соответственно и уменьшенный наружный диаметр муфты, что позволяет использовать ее для цементирования потайной колонны.

Муфта типа МСЦГ применяется при цементировании обсадных колонн в условиях неизолированных зон поглощения, с целью снижения репрессии на продуктивный пласт, а также при проведении манжетного цементирования. Отличительными особенностями МСЦГ являются: сохранение внутреннего диаметра эксплуатационной колонны в месте ее установки; работоспособность не зависит от угла в месте установки.
.5 Расчет натяжения эксплуатационной колонны

забой скважина пласт колонна

Натяжение обсадной колонны необходимо для сохранения прямолинейной формы её незацементированной части путём компенсации веса и с учётом изменения температуры и давления. Если расчётное значение натяжения не удовлетворяет условию прочности колонны, то необходимо либо повысить прочность труб, либо увеличить высоту подъёма цемента.

Определяют как нижний, так и верхний предел натяжения обсадных колонн.

Нижний предел - минимальное значение усилия натяжения для скважин любого назначения выбирается по наибольшему значению из двух значений, рассчитанных по формуле:

где: Q_Н - усилие натяжения, кН;

Q - вес свободной (незацементированной) части колонны, кН;

P - максимальное внутреннее устьевое давление в колонне (давление опрессовки), P = 15,95 МПа;

L - глубина скважины м;

l - длина свободной части колонны, l =1880 м;

м

D_., d- соответственно наружный и внутренний диаметры колонны, м.

D_. = 0,168 м;

d_. = D-2δ

F - площадь сечения трубы, определяют по формуле:
F_n = 0,785*(D² - d²);
γ_Р, γ_В - удельные веса жидкости за колонной и внутри неё в процессе эксплуатации, Н/м³; γ_Р = Н/м³, γ_В = Н/м³;

α - коэффициент линейного расширения материала труб,
α = 12*10^-6 1/ ⁰С;
E - модуль упругости материала трубы, E = 2,1*10¹¹ Па;

Δ T - средняя температура нагрева (охлаждения) колонны, ⁰С.

Среднюю температуру нагрева берут как среднюю величину по глубине:
Δ T = ((t₃ - t₁) + (t₄ - t₂)) / 2,
где: t₁, t₂ - первоначальная температура у верхнего и нижнего концов рассматриваемого участка колонны, ⁰С;

t₃, t₄ - температура у верхнего и нижнего концов рассматриваемого участка колонны при эксплуатации, ⁰С;

t₁ = 8 ⁰С; t₃ = 10,4 ⁰С;

t_ЗАБ. = 28 ⁰С;

Определение средней температуры нагрева колонны:

⁰С

⁰С

⁰С

мм
F = 0,785*(D²-d²)=0,0038


Минимальное усилие натяжения превышает вес незацементированной части обсадной колонны 564,82кН > 451,835 кН, поэтому принимается исходная величина Q_n = 564,82 кН.

Верхний предел натяжения колонны определяется из условия:
Q_n ≤ Q_max
где: Q_max - допустимая осевая нагрузка на трубы колонны (равная максимально допустимой страгивающей нагрузке делённой на коэффициент запаса на страгивающие нагрузки), кН.
, n₂=1,15
Q_max = P_стр./1,15 = 813/1,15 = 706,956 кН

Q_n ≤ Q_max условие выполняется
Q_min<Q_n<Q_max
,82<650<706,956

Принимаем Q_n= 650 Кн
5. Расчет и обоснование параметров цементирования
.1 Обоснование способа цементирования
Цементирование скважин наиболее ответственный этап в строительстве скважин. Значение цементировочных работ, обуславливается тем, что они являются заключительным этапом, и неудачи при их выполнении могут свести к минимуму успех предыдущей работы вплоть до полной потери скважины.

Все способы цементирования имеют одну цель - вытеснить буровой раствор тампонажным из затрубного пространства скважины и поднять на нужную высоту. В результате этого исключается возможность движения любой жидкости или газа из одного пласта в другой, Через затрубное пространство обеспечивается длительная изоляция продуктивных объектов от посторонних вод, укрепляются неустойчивые, склонные к обвалам и осыпям породы, обсадная колонна предохраняется от коррозии в результате воздействия пластовых вод. Состав тампонажного раствора определяется геолого-техническими условиями скважины (пластовое давление, температура). При приготовлении раствора используются осреднительные емкости.

В общем случае основными факторами для выбора тампонажного материла являются температура в скважине (на проектной глубине 2500 м t»28°С), давление гидроразрыва пород, а также наличие нефте- газоносных и соленасыщенных пластов.

Плотность тампонажного раствора должна удовлетворять условию
g_р+0,2 £ g_ц £ k_гр, где:
k_гр - градиент давления гидроразрыва, g_ц - плотность тампонажного раствора, g_р - плотность бурового раствора.

Для предотвращения поглощения тампонажного раствора предусматривается регулирование сроков схватывания таким образом, чтобы время цементирования составляло 75% от сроков начала схватывания. В качестве ускорителя схватывания используется кальцинированная сода. В случае необходимости увеличения сроков схватывания в качестве замедлителя используется карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ). Концентрация реагентов подбирается лабораторным путем и в проекте не указывается.

Плотность продавочной жидкости и жидкости при испытании колонны на герметичность принимается такой, какой заполнен ствол скважины к моменту спуска обсадной колонны.

Для предотвращения смешивания тампонажного и бурового раствора, а также более эффективного замещения бурового раствора тампонажным предусматривается применение в качестве разделяющей среды аэрированной буферной жидкости с плотностью 900 кг/см³

Скорость восходящего потока в кольцевом пространстве, для обеспечения вытеснения бурового раствора из сужений и расширений ствола, должна быть не более 0,5м/с либо не менее 1м/с.
5.2 Цементирование эксплуатационной колонны
Цементирование колонны осуществляется в одну ступень

1. Определим внутренний диаметр обсадной колонны

. Необходимое количество тампонажного раствора для цементирования обсадной колонны определяется по формуле:

где k_v=1,5 - коэффициент кавернозности

D_скв=0,216 - диаметр скважины, м

d_н=0,168 - наружный диаметр обсадных труб, м

h=20 высота цем.стакана оставляемого в скважине, м

d_в=0,153 - внутренний диаметр обсадной колонны, м

H_ц=620 - высота зацементированной зоны, м

м³

3. Количество сухой тампонажной смеси, необходимое для приготовления заданного объема тампонажного раствора:

где k_ц=1,05 - коэффициент учитывающий потери цемента при погрузочно-разгрузочных работах

m=0,5 - соотношение вода: смесь

g_ц=1,85 - плотность тампонажного раствора, т/м³

т

Необходимое количество жидкости затворения:

где k_в=1,1 - коэффициент, учитывающий потери воды при выполнении операций цементирования

м³

Объем продавочной жидкости:
где:
Δ=1,04 коэффициент учитывающий сжатие продавочной жидкости за счет наличия в ней пузырьков воздуха

м³

Объем буферной жидкости:

Объем этой жидкости выбирается из условия, чтобы гидростатическое давление столба в заколонном пространстве несколько превышало пластовое. Из этого условия находят, что высота столба буферной жидкости в заколонном пространстве описывается соотношением:

м
м³
.3 Выбор и расчет необходимого количества цементировочного оборудования
Для успешного выполнения цементирования должны выполняться следующие условия:
, (1), , (2) (3)
где Р₁, [Р₁] - соответственно расчетное и допустимое давления на цементировочной головке (для цементировочной головки ГУЦ 140-168х400 [Р₁] = 40 МПа)

Р₂, [Р₂] - соответственно расчетное и допустимое давления на насосах цементировочных агрегатов (для 5ЦА-320 [Р₂] = 32 МПа)

Р₃, [Р₃] - соответственно расчетное давление на забое скважины и давление гидроразрыва пород ([Р₃] = 35 МПа)

Давление на цементировочной головке в конечный момент цементирования:
, где:
r_ц=1850 - плотность тампонажного раствора, кг/м³

r_р=1040 - плотность бурового раствора, кг/м³
- гидравлические сопротивления в момент окончания продавливания продавочной жидкости в трубах, МПа

- гидравлические сопротивления в момент окончания продавливания продавочной жидкости в затрубном пространстве, МПа
Q - подача насосов (в конечный момент продавливания Q==0,003 м³/с)

МПа

МПа

МПа

,972 < 40; условие (1) соблюдается.

<9,7 Þ условие (2) соблюдается.

Давление на забое в конечный момент цементирования:
МПа
,11<35 Þ условие (3) соблюдается

Подача насосов при продавливании тампонажного раствора (для обеспечения скорости восходящего потока в кольцевом пространстве 1,8м/с) определится по формуле:
м³/с = 14 л/с
Исходя из значений Р₂ и Q принимаем диаметр втулок цементировочного агрегата ЦА-320 равный 100 мм, при этом Р_III = 4,8 МПа - максимальное давление на третьей скорости, q_III = 16 л/с - максимальная подача на третьей скорости.
Характеристика насосного агрегата ЦА-320А

Основная характеристика	Насосный агрегат ЦА-320А
Монтажная база	шасси автомобиля
Шифр насоса	9Т
Гидравлическая мощность, кВт	93
Максимальное давление, МПа	32
Максимальная подача, л/сек	26
Давление при максимальной подаче, МПа	4
Подача при максимальном давлении, л/сек	2,9
Длина хода поршня, мм	250
Диаметр сменных втулок, мм	100, 115, 127
Параметры манифольда: диаметр приемного трубопровода, мм диаметр напорного трубопровода, мм диаметр вспомогательного трубопровода, мм общая длина, м вместимость мерного бака, м3	100 50 50 22 6
Вид соединений	посредством шарнирных колен
Масса агрегата с автомобилем, кг	17600

Определяем число ЦА:
Число цементировочных агрегатов определится из условия их подачи при продавливании:

Þ принимаем 1 агрегат

Подача при закачивании определяется из условия, что при затворении смеси плотностью 1850 кг/м³ производительность 2СМН-20: q_n=18,3 л/с, V_бун=14,5 т.

Количество цементосмесительных машин:
Принимаем 2.
Подача насосов при закачивании тампонажного раствора.
л/с=0,0366 м³/с
Продолжительность закачивания тампонажного раствора:
мин
Продолжительность процесса продавливания:
мин

Общее время цементирования:
мин
,75*120>88,53 Þ условие t_ц £0,75t_нач.сх выполняется.