1. Техникотехнологический раздел 1 Исходные данные для проектирования скважины
 Скачать 7.09 Mb.
|
 ,где К – коэффициент, учитывающий потери сухого цемента при затаривании цементно-смесительных машин и при приготовлении цементного раствора, К=1.02-1.03;  Определяем количество цемента и воды для цемента марки G:   Определяем количество цемента и воды для облегченного цемента:   3. Определяем количество цементно-смесительных машин:  ,где Мц.см – вместимость бункера цементно-смесительных машины – 7.2т   4. Определяем количество продавочной жидкости:  ,где L – глубина спуска обсадной колонны, м;  - коэффициент, учитывающий сжатие продавочной жидкости за счет наличия в ней пузырьков воздуха – 1.05; 5. Определяем наибольшее рабочее давление в конце цементирования: P=P1 + P2 + P3 + P4 , где P1 – давление за счет разности плотностей цементного раствора и глинистого растворов, МПа; P2 – давление от гидравлических сопротивлений при движении продавочной жидкости в трубах, МПа; P3 – давление от гидравлических сопротивлений при движении промывочной жидкости в затрубном пространстве, МПа; P4 – давление от гидравлических сопротивлений при движении цементного раствора в затрубном пространстве, МПа.  ,где рц – плотность цементного раствора,    где vтр – скорость движения продавочной жидкости в трубах, м/с;  - коэффициент, характеризующий характер движения жидкости в трубах. ,где vкп – скорость движения промывочной жидкости и цементного раствора в затрубном пространстве – 1.5-2.0 м/с    где H – высота подъема цементного раствора от «башмака», м;  ,где фоцр – динамическое напряжение сдвига бурового раствора, Па; зцр – структурная вязкость бурового раствора, мПа*с. фор=8.5*10 -3рбр-7=8.5*10 -3*1250-7=3.6Па зр=0.045 фор=4.5*3.6=16.2мПа*c   => режим течения турбулентный   ,где   ,где фоцр – динамическое напряжение сдвига цементного раствора, Па; зцр – структурная вязкость цементного раствора, мПа*с. фоцр=8.5*10 -3рцр-7=8.5*10 3*1730-7=7.7Па зцр=0.045 фоцр=4.5*7.7=34.7мПа*c  => режим течения ламинарный  Рр=5.5+5.8+1.5+2.3=15.1МПа 6. Определяем максимальное давление при цементировании: Рmax=Pp+Pcтоп , где Рстоп – повышение давления при посадке пробки на кольцо «стоп», 1.5-2МПа; Рmax=15.1+2=16.1МПа. По максимальному давлению выбираем тип цементировочного агрегата ЦА-320М 7. Определяем допустимое время цементирования Tдоп=0.75Tн.схв , где Tн.схв.=1ч50мин Tдоп=0.75*110=83мин 8. Определяем время закачивания цементного раствора: Pгидр= Р2 +Р3. Pгидр=5.8+1.5=7.3МПа. 9. Определяем скорость и диаметр цилиндрических втулок для начала закачивания тампонажных растворов исходя из технической характеристики цементного агрегата. Для начала закачивания тампонажных растворов цементировочный агрегат на 5 скорости. Р5=4МПа dвт=127*140 Q=23л/с Определяем количество цементного раствора закачиваемого на каждой последующей скорости: Определяем высоту столба тампонажного раствора, закачиваемого на 5 скорости:   Суммарный объем тампонажных растворов   Определяем время закачивания тампонажного раствора одним цементным агрегатом:  9. Определяем время продавки тампонажных растворов. Для определения времени продавки тампонажных растворов определяем гидравлические сопротивления в конце цементирования:  Определяем длины столбов продавки раствора в трубах закачиваемым одним цементным агрегатом на различных скоростях:  ,где Pa – давление на агрегат при переходе от высшей к низшей скорости, МПа;  ,     Длина столба продавочной жидкости на 5 скорости: l5=664+11.3(4-9.6)-170=430м на четвертой: l4=664+11.3(6.1-9.6)-170=454м на третьей: l3=664+11.3(9.5-9.6)-170=495м на второй: l2=664+11.3(15.9-9.6)-170=565м 10. Определяются объемы продавочной жидкости, закачиваемые цементировочным агрегатом на различных скоростях: Vпр5= Fтрl5=1.05*0.00785*430=3.6м 3Vпр4= Fтр(l4- l5)=1.05*0.00785*(454-430)=0.2м 3Vпр3= Fтрl3- l4)==1.05*0.00785*(495-454)=0.3м 3Vпр2= Fтрl2- l3)==1.05*0.00785*(565-495)=0.6м 3Итого: Vпр= Vпр5 + Vпр4 + Vпр3 + Vпр2=4.1+0.2+0.3+0.6=5.2 м 3 11. Определяется время продавки цементного раствора:   12. Определяем общее время цементирования: Т=Тз+Тпр=16+7=23мин 13. Определяем количество цементировочных агрегатов:  Таблица 15 Параметры тампонажного цемента
1.10 Выбор буровой установки Для выбора буровой установки определим наибольшие нагрузки на крюке талевой системы. Определяем максимальную нагрузку от веса бурильной колонны с учетом расхаживания: Qб.к = Qбк Kр = 25500*1.25 =31875кг. Определяем нагрузку от самой тяжелой обсадной колонны с учетом расхаживания: Qэкс = Qэкс Kр = 21800 *1.25 =27250кг. Учитывая конкретные условия бурения и обеспеченность данного УБР установками соответствующего типа, принимаем буровую установку АПР-80. 1.11 Первичное вскрытие пластов Одним из наиболее важных условий сохранения естественной проницаемости продуктивного пласта при его вскрытии является максимально возможное снижение репрессии на продуктивный пласт. При вскрытии продуктивного пласта наибольшая величина гидродинамического давления на забое скважины достигается при работе долота. В этот момент давление на забой скважины складывается из давления столба бурового раствора, потерь давления в кольцевом пространстве за бурильной колонной и гидродинамического давления, вызываемого вибрацией колонны при работе долота. Уменьшение давления столба бурового раствора достигается за счет снижения его плотности и реализации так называемого способа бурения "на равновесии" (или даже на депрессии). Одним из важных факторов при вскрытии продуктивных пластов является продолжительность контакта бурового раствора со стеной скважины, что определяет степень и глубину загрязнения околоскважинной зоны. В связи с этим необходимо стремиться к уменьшению продолжительности первичного вскрытия за счет применения высокопроизводительных технологий и бурового инструмента. Однако и этого не всегда бывает достаточно. Так, в случае технологической необходимости использования буровых растворов с твердой фазой механическая скорость проходки и проходка на долото резко уменьшается из-за ухудшения условий работы бурового долота. Исключить или существенно уменьшить влияние твердой фазы в буровом растворе можно за счет установки над долотом забойного сепаратора твердой фазы, что позволит направить к инструменту очищенный от нее буровой раствор, а саму эту фазу вывести в кольцевое пространство. Таким образом, для сохранения естественной проницаемости при первичном вскрытии продуктивного пласта необходимо минимизировать репрессию на пласт (до бурения на "равновесии"). При реализации такой технологии увеличивается вероятность возникновения нефтегазопроявлений и опасности фонтанирования скважины. В связи с этим для управления продуктивным пластом и снижения опасности открытого фонтанирования целесообразно разработать технические средства обнаружения нефтегазопроявления продуктивного пласта на начальной стадии, то есть фиксации момента появления пластового флюида в кольцевом пространстве в зоне продуктивного пласта. Наиболее перспективным направлением в этой области представляется, разработка акустической системы непрерывного контроля за нефтегазопроявлениями при бурении скважин. 1.12 Испытание продуктивных пластов При испытании пласт сообщают со скважиной путем перфорации, после чего в скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб и промывают ее. Чтобы вызвать приток из пласта в скважину, необходимо понизить давление на забое до значений, меньших или равных пластовому давлению. Для каждой скважины, подлежащей испытанию, должен составляться план с учетом технологических регламентов на эти работы. В плане должны быть указаны: число объектов испытания, их Геолого-геофизические характеристики, интервалы и плотность перфорации, тип перфоратора, порядок вызова притока в зависимости от коллекторских свойств горизонтов, конструкции скважин, пластового давления и температуры, допустимого предела снижения давления в эксплуатационной колонне, схемы оборудования лифта и устья, данных об объемах и методах исследования. План должен утверждаться главным инженером и главным геологом объединения, треста, управления геологии. Работы по освоению и испытанию скважин могут быть начаты при обеспечении следующих условий: - высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной и качество сформировавшейся крепи соответствуют требованиям настоящих Правил; - эксплуатационная колонна прошаблонирована, спрессована совместно с колонной головкой и превенторной установкой (фонтанной арматурой), герметична при максимально ожидаемом давлении на устье скважины; - устье с фонтанной арматурой или превенторной установкой и выкидные линии оборудованы и обвязаны в соответствии с утвержденной схемой; - отсутствуют межколонные давления. В случае возможных отклонений по высоте подъема цемента от проекта работы по освоению и испытанию скважины проводятся после согласования с заказчиком, проектной организацией. конструкция скважина бурение 1.13 Освоение скважины Освоение скважин - комплекс работ по вызову притока пластового флюида из продуктивных горизонтов на поверхность с целью достижения проектной производительности скважины. Освоение скважин проводится после вскрытия пласта и проведения работ, связанных с монтажом наземного и скважинного оборудования. При эксплуатации скважиной нескольких продуктивных горизонтов освоение скважин проводят последовательно, в основном сверху вниз. Освоение скважин осуще ствляется посредством снижения давления столба промывочной жидкости в скважине ниже пластового; при этом создается депрессия на пласт, благодаря которой и происходит вызов притока пластового флюида. Для этого в случае, когда пластовое давление выше гидростатического, заменяют тяжёлую промывочную жидкость на воду, а затем (если нет притока флюида) на нефть (газовый конденсат). Если пластовое давление не превышает гидростатическое, а пласт хорошо проницаем и незагрязнён, освоение скважин достигается снижением уровня жидкости следующими способами: газированием промывочной жидкости воздухом (эрлифт) или газом (газлифт), а также свабированием и откачкой жидкости насосом. В случае низкой проницаемости или сильной загрязнённости пласта перед освоением скважин выполняют работы по интенсификации притока пластового флюида в скважину. Если пластовое давление значительно ниже гидростатического, работы по освоению скважин проводят с использованием поверхностно-активных веществ. При положительных результатах освоения скважину, после испытания на различных режимах, передают в эксплуатацию. Таблица 16 Освоение скважины
|